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Edenor y Edesur resarcieron a usuarios por $ 141 millones en el segundo cuatrimestre

. El Interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, Walter Martello, destacó que durante el segundo cuatrimestre del año se resolvieron favorablemente el 90 % de los reclamos por cortes reiterados y prolongados que presentaron usuarios del servicio eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires ante el ENRE.

Por tal motivo, las distribuidoras Edenor y Edesur debieron realizar bonificaciones por un monto total de 141 millones de pesos a los usuarias afectados que reclamaron durante los meses de mayo, junio, julio y agosto. La acreditación se realizó de manera automática en la factura de los usuarios.

Los cortes de suministro prolongados son aquellos en los que la afectación del servicio tiene una duración de 15 horas o más, mientras que los cortes reiterados constituyen cuatro o más interrupciones del suministro eléctrico en un mismo mes calendario.

El reclamo por cortes prolongados o reiterados se genera a través de un formulario web ubicado en https://www.argentina.gob.ar/enre/reclamo-cortesprolongados-reiterados-edenor-edesur. Allí se deben ingresan los datos del suario, el/los números/s de reclamo de cada corte de suministro, y la/s fecha/s y hora/s en que sucedieron. Luego de verificada la información, la empresa concesionaria debe efectuar un reintegro en la factura equivalente a 2.000 Kilowatts ($ 45.000 al mes de septiembre).

El Interventor Martello señaló: “Desde el Ente Regulador aplicamos todas las herramientas contempladas en el marco regulatorio para que quienes hayan estado afectados por cortes, obtengan un resarcimiento económico”.

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Yacyretá con alta tensión política

En los últimos días se acentuaron las tensiones entre los gobiernos de Argentina y Paraguay como consecuencia de la medida unilateral paraguaya de retener para sí la totalidad de la energía que le vendía a la Argentina (producida por la hidroeléctrica binacional Yacyretá).

Ocurrió poco después de que la secretaria de Energía, Flavia Royon, regresara de Asunción donde se reunió con autoridades del gobierno de Santiago Peña y convinieran la formación de dos mesas técnicas.

Una para analizar la cuestión de las deudas mutuas en: De Argentina a Paraguay por un retraso en el pago de la energía que Asunción le cede porque no usa (serían unos U$S 150 millones) , y la histórica de Paraguay a la Argentina por la construcción y financiamiento del complejo hidroeléctrico sobre el Río Paraná.

Otra mesa técnica se formaría también, con participación de Brasil y Uruguay, por la tensión que generó la decisión argentina de cobrar una suerte de peaje por el tránsto de buques cargueros para compensar parcialmente costos de mantenimiento (dragado y balizamiento) de la vía navegable Paraguay-Paraná.

Todo indicaba que se había cerrado un entendimiento en procura de un acuerdo técnico: Habrá que ver si aún es viable. Se estaría trabajando en el armado de las mesas técnicas a pesar del clima político enrarecido.

Cabe referir que Paraguay ha planteado que los dos temas conflictivos no estarían relacionados, algo que no convence al gobierno argentino.

El lunes Sergio Massa visitó Misiones y cuando se le preguntó sobre estas cuestiones consideró “muy raro que Paraguay nos cobre más cara la energía de Yacyretá a la Argentina que a Brasil. Eso es algo que todavía no encontré que alguien me lo responda”., dijo el ministro de Economía y candidato presidencial.

“La Argentina construyó Yacyretá, Paraguay le debe miles de millones de dólares por Yacyretá a la Argentina”, agregó el ministro. (Desde hace años se la estima en no menos de U$S 4.000 millones).

Cabe señalar que el mes pasado Massa y el nuevo presidente paraguayo Peña se reunieron en Asunción. Tal parece que no sintonizan la misma frecuencia.

Yacyretá se construyó en los años 80 y 90. Un tratado bilateral indicó que Paraguay iba a compensar su parte en la obra con la cesión (venta contractualizada) de un volumen importante de la energía generada que le corresponde.

La hidroeléctrica es administrada y operada por la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), que en los últimos años encaró la repotenciación de las 20 turbinas que aloja la central, y también la construcción de la central complementaria Aña Cuá, con tres turbinas adicionales que permitirán incrementar en 10 por ciento su capacidad instalada para producir energía eléctrica.

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YPF Luz. Generó 7,3 % de la energía eléctrica del país y su capacidad instalada es de 2.483 MW

YPF Luz publicó por quinto año consecutivo su Reporte de Sostenibilidad, donde reúne los resultados ambientales, sociales, económicos y de gobernanza de su gestión 2022. El informe se elaboró bajo los lineamientos internacionales Global Reporting Initiative (GRI) y los estándares para el Sector Compañías Eléctricas y Generadores Eléctricos del Sustainability Accounting Standard Board (SASB), los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y los Diez Principios de Pacto Global de Naciones Unidas.

La Compañía continuó fortaleciendo la relación con sus públicos de interés, con foco en la cercanía con sus comunidades, la satisfacción de los clientes, el desarrollo de sus colaboradores y el acompañamiento a su cadena de valor. Los resultados reflejan cómo los proyectos, las acciones e iniciativas y los programas implementados reafirman el compromiso de YPF Luz con el desarrollo sostenible.

Esto también le permitió alcanzar un market share del 36 % en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Martin Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó que “todos los logros materializados en este informe fueron alcanzados gracias al esfuerzo y compromiso de nuestros más de 400 miembros que forman el equipo de YPF Luz, y más de 900 proveedores de nuestra cadena de valor, en las 7 provincias donde estamos presentes. Le agradecemos a los inversores, accionistas y a las comunidades que nos reciben por la confianzaen nuestros proyectos, que nos permiten seguir contribuyendo al crecimiento de la matriz energética nacional”.

Este año, la compañía celebró su décimo aniversario.

Principales resultados 2022:
Desempeño Económico

Se invitió más de U$S 146,4 millones, 5,6 % más que en 2021 y se alcanzó un EBITDA de U$S 398 millones, 24,1 % mayor al 2021. Se lograron ingresos por ventas de más de U$S 484,5 millones, 9,8 % más que en 2021.

Se generó el 7,3 % de la energía eléctrica del país y una capacidad instalada de 2.483 MW.

YPF Luz fue el generador con mayor participación de mercado en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) con un 36 % de market share, 7,6 % mayor al 2021 y se generó 1.812 GWh de energía renovable para importantes clientes industriales.

La compañía está comprometida con el aporte a la diversificación de la matriz energética del país con responsabilidad y calidad, cuidando el medioambiente y la integridad de las personas. En 2022, se generó energía que abastece a más de 3,2 millones de hogares y a las principales empresas del país, desde 9 centrales térmicas eficientes y 4 parques eólicos.
Desempeño Ambiental

El 19 % de la energía que generó YPF Luz en 2022 fue a partir de fuentes renovables, 8% más que en 2021.

Cuenta con 8 centrales de generación térmica certificadas con la norma ISO 50001 de Sistema de Gestión de la Energía.

El Parque Eólico Manantiales Behr emitió 261.416 certificados de reducción de emisiones por la energía renovable generada.

Se implementó un nuevo procedimiento para evitar y minimizar la generación de residuos, que resultó en 1.686 kg de materiales reciclados y reutilizados.

La extracción total de agua (en kton) fue de 9.680,53 y el consumo de 7.435,39.
Desempeño Social

YPF Luz está comprometida con el desarrollo sostenible de las comunidades donde opera. En 2022, se lanzó la campaña “Ponete la Camiseta”, que tiene el objetivo de fortalecer el compromiso, la motivación, el sentido de pertenencia y la solidaridad de los colaboradores. A través de acciones de voluntariado, se materializaron mejoras en las comunidades, contribuyendo al progreso de las personas y al desarrollo local, al mismo tiempo que se impulsó la motivación por ayudar. El programa de Inversión Social alcanzó a 25.000 beneficiarios, con una participación del 36 % de la compañía alcanzando así 574 horas de voluntariado, 73 % más que en 2021.

La formación y desarrollo del equipo de YPF Luz es un componente importante de su cultura. El programa de formaciones incluye capacitaciones y charlas brindadas por formadores internos donde los propios colaboradores comparten sus conocimientos y experiencias. En 2022 se alcanzaron 27.589 horas de formación, equivalentes a 74 horas de formación promedio por persona empleada.

El bienestar y la seguridad de nuestra gente son dos pilares fundamentales de nuestra cultura corporativa, con especial enfoque en la prevención. En 2022, se continuó implementando el programa de prevención “10 reglas de oro para salvar vidas” y registrando en la herramienta SIGEO los incidentes, accidentes, e investigaciones.

Logramos la certificación ISO 37001 de Gestión Antisoborno para el 100% de nuestras operaciones, sin no conformidades.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa generadora de energía eléctrica que desde 2013 lidera la transición energética. Su misión es generar energía rentable, eficiente y sustentable, optimizando los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.
La compañía ha alcanzado una capacidad instalada de 3,2GW de que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Actualmente está construyendo un parque eólico de 155 MW en la provincia de Córdoba.

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YPF y CGC activan perforación del primer pozo no convencional en Palermo Aike

. La gobernadora de la provincia de Santa Cruz, Alicia Kirchner, el presidente de YPF, Pablo Gonzalez y el presidente de CGC, Hugo Eurnekian, visitaron la locación en donde comenzaron los trabajos para la perforación del primer pozo exploratorio con objetivo No Convencional en la formación geológica Palermo Aike, en Santa Cruz.

El equipo de perforación fue montado en el bloque “Fracción II – El Cerrito”, perteneciente a la concesión no convencional de CGC en la provincia. En caso de obtener resultados positivos, ambas compañías avanzarán con el desarrollo de una parte del área, invirtiendo en pozos adicionales e instalaciones asociadas.

Con 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la Cuenca Austral, Palermo Aike es la segunda formación en importancia a explorar luego de Vaca Muerta y se estima que podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo.

Por sus condiciones geológicas, Palermo Aike es el yacimiento más parecido a Vaca Muerta dada su extensión espacial, la profundidad del objetivo (3.000 y 3.500 m), origen marino y potencial hidrocarburífero.

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

La gobernador Alicia Kirchner agradeció a las empresas por este proyecto que “implica un desafío, un desarrollo para la provincia, y si se cumplen todas las expectativas, va a beneficiar al pueblo santacruceño”.

En tanto, Pablo González, afirmó que “esta primera perforación es un gran paso para Santa Cruz y para el futuro de los jóvenes del país que se están capacitando técnicamente para poder impulsar esta industria”. Además, señaló que “ojalá que el día de mañana podamos tener en este lugar la misma producción que hoy tenemos en Vaca Muerta”.

Por último, el presidente de CGC, Hugo Eurnekian, afirmó que “es un momento muy importante, es un hito en la exploración de la Cuenca Austral, que tiene un potencial enorme”. Además, destacó la alianza con YPF que “suma todo su conocimiento desarrollado en Vaca Muerta para seguir adelante con este proyecto y poner en valor los recursos de la provincia”.

Durante el encuentro, estuvieron presentes autoridades nacionales, provinciales y municipales y los principales representantes de los sindicatos de petroleros, UOCRA y Camioneros.

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

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Fundación YPF, la Escuela Técnica Henry Ford junto a YPF Luz

El aula móvil de energías renovables de la Fundación YPF visitó la Escuela Técnica Henry Ford, ubicada dentro del predio de Ford Argentina en General Pacheco.
El aula llegó a Planta Pacheco junto a YPF Luz con una propuesta interactiva, que incluyó la realización de talleres de formación sobre “Transición Energética,EnergíasRenovables
y Generación Distribuida”
para los alumnos y docentes del último año. En ellos, los
participantes interactuaron con especialistas en energías renovables de la Fundación YPF y trabajaron acompañados de sus docentes en actividades como el armado de equipos fotovoltaicos,aerogeneradores y solares térmicos.

Además, todos los cursos pudieron visitar el aula móvil y aprender todo sobre las distintasformas de obtener energía renovable, cómo aplicarla en el desarrollo de las ciudades y a generar conciencia en el cuidado de la energía; en un espacio que cuenta con tecnología innovadora y ofrece una experiencia lúdica de aprendizaje con un muro interactivo de contenidos sobre la transición energética, tablets de realidad aumentada, un espacio para jugar la trivia de sustentabilidad y videojuegos sobre la historia de la energía.

Asimismo, estudiantes de la escuela secundaria nocturna CENS N°451 realizaron prácticas dentro del aula móvil -la cual tiene un moderno equipamiento de sistemas de generación de energía renovable- de armado y reconocimiento de componentes de equipos de energía fotovoltaica, solar térmica y un generador eólico de baja potencia.

El CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, afirmó: “Estamos felices de impulsar este tipo de
actividades, que forman parte de nuestro Plan de Inversión Social, y nos permiten llegar a diferentes centros educativos, como la Escuela Henry Ford, para concientizar a los más chicos sobre la importancia de las energías renovables y la transición energética de nuestro país”.

YPF Luz acompaña el trabajo de Fundación YPF con actividades de formación y divulgación con el Aula Móvil en Energías Renovables, donde colaboradores y especialistas comparten sus conocimientos en seminarios sobre sostenibilidad, transición energética y energías renovables para educación secundaria, técnica, universitaria y público en general. Estas actividades forman parte del Plan de Inversión Social de YPF Luz.
Martín Galdeano, presidente y CEO de Ford Argentina comentó sobre la importancia de la educación para la automotriz: “Agradecemos a Fundación YPF e YPF Luz por acercar el aula móvila los estudiantes de la escuela Henry Ford. Esta propuesta innovadora generó conciencia en los chicos sobre la importancia de las energías renovables, y es una experiencia que suma al desarrollo de los chicos como futuros profesionales. Para Ford, la educación es un eje central de la estrategia de relaciones con la comunidad, y la consideramos la herramienta detransformación más potente para generar el desarrollo genuino y sostenible de las personas”.

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El barril de crudo podría llegar a los US$ 100 a fin de año

Esta última semana se registró un nuevo repunte de los precios del petróleo. Los futuros internacionales del Brent cotizaban un 0,3% a la baja, a 93,46 dólares el barril, el viernes por la tarde en Londres, mientras que los futuros estadounidenses del West Texas Intermediate apenas variaban, a 90,09 dólares.

Sin embargo, los analistas arriesgan que el petróleo podría situarse en los US$ 100 el barril antes de fin de año.

El repunte de los precios obedece a las expectativas de reducción de la oferta, después de que Arabia Saudita y Rusia decidieran ampliar sus recortes de producción hasta finales de año. El líder de la OPEP anunció que la reducción llegaría a loas 300.000 barriles diarios.

La Agencia Internacional de la Energía advirtió el miércoles de que las limitaciones de producción de Arabia Saudita y Rusia provocarán probablemente un “déficit sustancial del mercado” hasta el cuarto trimestre.

La agencia señaló en su informe mensual sobre el crudo que los recortes de la producción por parte de miembros y no miembros de la entente petrolera, de más de 2,5 millones de barriles diarios desde principios de año, habían sido compensados hasta ahora por miembros ajenos a la OPEP como EE.UU y Brasil. “A partir de septiembre, la pérdida de producción de los países miembros de la OPEP, encabezada por Arabia Saudita provocará un importante déficit de suministro durante el cuarto trimestre”, declaró la agencia.

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Energía amplía cupos para abastecer bioetanol de azucar y de maíz

Con el objetivo de incentivar la producción de biocombustibles y para dar cumplimiento con los compromisos de abastecimiento de la ley 27.640, la Secretaría de Energía convocó a nuevos proyectos de plantas elaboradoras y/ampliaciones de plantas ya existentes para satisfacer un volumen mínimo de 250.000 m3 de bioetanol de azúcar y maíz anuales.

Mediante la Disposición 4/2023 de la Subsecretaría de Hidrocarburos, se dieron a conocer los requisitos y pautas que deben cumplir los interesados en la presentación formal de aquellos proyectos.

La normativa también publicó el orden de prelación con que se ordenarán los proyectos y la ponderación de los criterios para la distribución de los cupos.

Al respecto, la Secretaria de Energía, Flavia Royon, expresó: “El biocombustible genera puestos de trabajo en el interior de nuestro país, también permite un agregado de valor a nuestro campo y forma parte de nuestra hoja de ruta a la transición energética sustituyendo combustibles fósiles”.

En ese tono, su par de Agricultura Ganadería y Pesca, Juan José Bahillo, indicó que “el impulso a los biocombustibles es una política de Estado que favorece el agregado de valor local, mejora el precio para las y los productores, sustituye importaciones, y promueve el arraigo mediante la generación de empleo”.

Para ordenar los proyectos se tomarán en cuenta 3 prerrequisitos básicos: a) Conservación del equilibrio entre el abastecimiento de bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y el de maíz, b)Establecimiento de una mayor proporción del volumen de bioetanol a asignar para nuevos proyectos de plantas elaboradoras respecto del correspondiente a las ampliaciones de plantas existentes, c) Establecimiento de límite máximo para el otorgamiento de los nuevos cupos y/o ampliaciones de cupos existentes.

Teniendo en cuenta esos tres criterios, se otorgarán los cupos a los proyectos que mejor se adecúen a los parámetros que se establecen en el anexo 2 de la disposición: “Diversificación territorial de los proyectos para nueva oferta de bioetanol en el mercado interno” e “Inmediatez en la puesta a disposición del bioetanol destinado a la mezcla”.

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Acuerdo YPF-EUSATI para la integración de Argentina a cadenas de valor del litio

YPF Litio e Y-TEC y EUSATI, empresa alemana líder en la comercialización e inversión para el impulso de la transición energética, anunció la firma de un Memorándum de Entendimiento en el campo del litio y su cadena de valor.

Así YPF Litio e Y-TEC se posicionan como socios estratégicos junto a EUSATI en el desarrollo de las nuevas cadenas de valor del litio, claves para la transición energética global, destacó la Secretaría de Energía.

Con el objetivo estratégico de producir carbonato e hidróxido de litio con los más altos estándares de sustentabilidad, y de planificar el desarrollo de la cadena de valor del mineral en la Argentina, la firma germana EUSATI apuesta a esta nueva sinergia con YPF.

A partir de la firma de este acuerdo, YPF Litio y EUSATI podrán desarrollar operaciones de exploración de salares en Argentina para la producción de Litio Verde. Por su parte, junto a Y-TEC, la firma alemana explotará para el desarrollo en Argentina de la cadena de valor del mineral crítico, incluyendo la producción de baterías para electromovilidad.

Este acuerdo surge a partir del impulso a la asociación estratégica en materia energética entre los dos países, procurado por la secretaria de Energía, Flavia Royon, que se cristalizó en las últimas dos visitas realizadas en marzo y mayo de este año a Berlín para participar en reuniones con funcionarios alemanes junto a empresas y potenciales compradores que lideran la transición energética del país europeo.

En estas visitas a Alemania, Royon desarrolló una agenda vinculada con “la asociación estratégica entre los gobiernos y las empresas de ambos países que comparten valores y visiones y que permite impulsar nuevos proyectos que está encarando Argentina para consolidarse como un proveedor seguro, tanto de energía como de minerales críticos, en el nuevo escenario internacional de la transición energética”.

En los próximos años Argentina se va a transformar indefectiblemente en el tercer productor de litio a nivel global. La dinámica productiva inaugurada entre YPF y EUSATI a través del convenio implica el desarrollo temprano de las cadenas de valor de este mineral clave para la transición energética, y representará transferencia tecnológica, mejores estándares y prácticas de sustentabilidad ambiental y offtake de litio.

La alianza estratégica entre las dos empresas busca impulsar proyectos de interés común concernientes a la producción en Argentina de Carbonato de Litio e Hidróxido de Litio y el desarrollo de la industria argentina en la cadena de producción de baterías para la electromovilidad de una forma sostenible, cumpliendo con los requisitos sociales y medioambientales propios de una compañía que se destaca por su política de responsabilidad social, con fuerte compromiso con el desarrollo de las comunidades locales.

El embajador Fernando Brun expresó “los tiempos que corren constituyen una oportunidad que no podemos dejar pasar; Argentina puede posicionarse como actor clave en sectores críticos con impacto global en nuevas cadenas de valor; así lo entendemos a ambos lados del Atlántico. Las empresas alemanas representan, por potencial de offtake, compromiso con el desarrollo de cadenas de valor, transferencia tecnológica y con la sustentabilidad del producto, `socios por elección´ para el desarrollo de negocios en sectores críticos en la Argentina”.

En ese sentido, la secretaria de Energía, Flavia Royon, sostuvo: “En estos viajes durante este año se acordó –y reforzando el diálogo de cooperación energética que sostenemos con Alemania– que el gobierno alemán apoye a empresas alemanas para el desarrollo e inversiones en Argentina de proyectos ligados a la transición energética. En ese marco, la empresa EUSATI está explorando en la Argentina oportunidades en la cadena de valor del litio y del hidrógeno y, en este sentido, ya ha avanzado con YPF y está en conversaciones con otras empresas para desarrollar proyectos de transición energética en la Argentina”.

Primeros contactos entre EUSATI y representantes de provincias argentinas y actores empresarios fueron promovidos por la Embajada Argentina en Berlín, en articulación con la Secretaría de Energía de la Nación y su contraparte del Ministerio Federal de Economía de Alemania, tras la visita del Canciller Federal Olaf Scholz a la Argentina.

EUSATI es una empresa del Grupo Droege, con sede en Dusseldorf, que comercializa e invierte en materias primas necesarias para la transición energética.

Con especial atención a la sostenibilidad y la descarbonización, EUSATI se centra en el suministro de minerales de importancia estratégica para nuevas tecnologías como el litio (LCE, LiOH), el níquel, el cobalto, el grafito, pero también la venta al por mayor de materias primas como la urea, los derivados del amoníaco y, en el futuro, el hidrógeno verde.

Los principales accionistas de EUSATI son Droege Group AG, con partes iguales, una facturación de aproximadamente 14 mil millones de euros y profundamente arraigado en Europa, así como el Grupo JPMA como vínculo clave para empresas y agencias gubernamentales relevantes en América Latina.

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Empresas del Upstream y del Midstream procuran continuidad en el desarrollo de la industria

La jornada final de la AOG Expo 2023, que organizó el IAPG, sumó nuevas opiniones empresarias favorables respecto de la continuidad del desarrollo de los recursos hidrocarburíferos del país.

Varios de ellos consultados por E&N incluso consideraron que al menos dos de los tres candidatos con mas chances de ganar las próximas elecciones presidenciales apuestan al desarrollo de esta industria como política de Estado.

Pero la campaña política-electoral no estuvo en la superficie de las exposiciones empresarias más allá de reiterar la necesidad de “reglas claras y estables, en el marco de una macroeconomía ordenada” para consolidar las inversiones en infraestructura y producción en el sector. En lo sectorial reconocieron los buenos resultados del Plan Gas en todas sus versiones, y la construcción del GPNK – Etapa I por parte del Estado nacional.

El director Ejecutivo de E&P Pampa Energía, Horacio Turri, consideró que “Con el segundo tramo del gasoducto (Presidente) Néstor Kirchner, y la reversión del gasoducto del NOA lograríamos el pleno abastecimiento interno y podremos convertirnos en exportadores. El mercado del gas es el mundo”, se entusiasmó, “Son escalas de inversión gigantescas, pero significa un gran crecimiento de divisas para el país, y estamos cerca”, sostuvo el directivo en la AOG Expo 2023.

Por su parte, el CEO de TGS, Oscar Sardi, en la misma línea señaló: “Tenemos gas para 150 años. No es que vamos a dejar de importar, pero lo lógico es tener una balanza positiva con el gasoducto Néstor Kirchner”. En tanto, el CEO de TGN, Daniel Ridelener, adelantó que “ya estamos desarrollando obras para abastecer el invierno próximo a las provincias del norte argentino ante la declinación importante de las reservas de gas en Bolivia y de la menor provisión a la Argentina”.

Por su parte, el Managing Director Argentina de Winthershall Dea, Manfred Boeckmann sostuvo que “Argentina tiene un papel muy importante en las energías limpias como el gas, entonces ofrece muchas oportunidades en la transición energética, y es relativamente fácil descarbonizar proyectos, básicamente porque están en el off shore”.

Y el presidente de la Unidad de Negocios Latinoamérica de Chevron Argentina, Eric Dunning, consideró que el desarrollo de los hidrocarburos “una gran oportunidad en Argentina para los próximos años, donde todos podemos ganar: operadoras y gobierno”.

En tanto, el Country Manager Argentina de Pluspetrol, Adrián Vila, remarcó que “la energía va a ser el motor de desarrollo del país”, aunque señaló que el mercado (para la mayor producción) “va a ser un desafío, pero llegar a Brasil, vía Bolivia, puede ser una salida muy importante”. Y el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, hizo hincapié en que “el desarrollo del petróleo y del gas aportará a la estabilización de la macroeconomía”.

En el cierre del ciclo de Conferencias de la AOG, se presentó el Proyecto Offshore de Mar del Plata y sus desafíos para el futuro de la energía en Argentina. El presidente de Fundación Clúster de Energía Mar del Plata, Marcelo Guiscardo, destacó la importancia del trabajo conjunto entre la Armada, Prefectura, la Municipalidad de General Pueyrredón, las universidades de la zona y las más de 70 empresas que forman parte del Clúster.

El proyecto requerirá de servicios locales, con un 50 % de recursos locales por convenio, desarrollo de programas de formación en las universidades de la región, transferencia tecnológica y un gran despliegue para Mar del Plata.

A lo largo de cuatro jornadas, más de 26.000 personas recorrieron la XIV Exposición Internacional del Petróleo y del Gas, en La Rural Predio Ferial, Buenos Aires. Más de 330 empresas expositoras fueron parte del encuentro que reunió a los principales referentes de la industria de hidrocarburos, que proyectaron a la industria energética como el principal motor del desarrollo del país en los próximos años.

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Royon: Expectativa por la exploración (Pozo Argerich) en la CAN100

La Secretaria de Energía, Flavia Royon, sostuvo que “tenemos muchas expectativas en el proyecto Argerich (off shore en la Cuenca Argentina Norte) y el próximo mes se comenzará con la primera etapa de perforación”.

Durante una visita por la “Argentina Oil & Gas Expo 2023”, evento que reunió a la industria de hidrocarburos, Royon remarcó que “para la Secretaria de Energía la exploración prevista en la CAN100 apunta a un hallazgo que puede modificar la historia de YPF y del país con un impacto productivo que podría ser similar al de Vaca Muerta”.

“Significaría más puestos de trabajo y podría duplicar la producción actual de hidrocarburos con una expectativa a futuro de exportaciones incrementales de más del 30 por ciento”, agregó. El proyecto Argerich se encuentra en el Mar Argentino, a unos 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

“Hoy en la Cuenca Norte estamos en una etapa exploratoria, pero recordemos que el offshore en la Argentina tiene más de 40 años de actividad, el 17 por ciento del gas que consumimos proviene de un desarrollo offshore en la Cuenca Austral (Tierra del Fuego) así que no es una actividad nueva para la Argentina”, expresó Royon tras haber asistido a la presentación del libro “La exploración y explotación de hidrocarburos offshore” en la AOG, que tuvo lugar en La Rural.

Royon se mostró expectante con los resultados de los trabajos de exploración programados para los próximos meses, y señaló que “a la transición energética hay que financiarla, y lo que nosotros defendemos y planteamos es que la transición energética tiene que realizarse en nuestro país considerando nuestros recursos, nuestras capacidades, y nuestras competencias, con crecimiento y con bienestar para todos los argentinos y las argentinas”.

La funcionaria reiteró –en rueda de prensa- que “así es como cobra sentido el desarrollo del offshore que puede crear más de 30.000 puestos de trabajo en la Argentina, que puede generar divisas, que puede generar exportaciones. Es importante, urgente y estratégico desarrollar el offshore”.

En referencia al revés judicial que tuvo la medida cautelar presentada por Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN), contra la exploración off shore, la Secretaria Royon expresó: “ahora que la Justicia actuó y emitió su fallo esperamos avanzar para que en este segundo semestre pueda realizarse el pozo exploratorio del Árgerich, y también la exploración sísmica”.

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La OPEP desmiente a la AIE por sus previsiones

La OPEP arremetió este jueves contra la Agencia Internacional de la Energía (AIE) por decir que la demanda mundial de combustibles fósiles comenzará a declinar antes de 2030, y, tras rechazar que eso sea cierto, le acusó de una “narrativa” que puede hacer “fracasar estrepitosamente” el mercado global energético.

En un comunicado, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) alude explícitamente a un artículo de opinión del director ejecutivo de la AIE publicado el pasado martes en el británico “Financial Times”.

En él, Birol avanza que el informe anual de la AIE, que se publicará el próximo mes, mostrará que “el mundo está en el umbral de un punto de inflexión histórico”, un escenario que llegaría”antes de lo que mucha gente anticipaba”.

“Esta es la primera vez que el pico de demanda está a la vista para cada tipo de combustible (fósil) durante esta década”, recalcó.

“Las previsiones coherentes y basadas en datos no respaldan esta afirmación”, sostiene por el contrario la OPEP.

“Descartar los combustibles fósiles, o sugerir que están al principio de su fin, es una narrativa extremadamente arriesgada”, añade la organización con sede en Viena que se fundó hace justo 63 años, el 14 de septiembre de 1960 en Bagdad.

“Lo que hace que estas predicciones sean tan peligrosas, es que a menudo van acompañadas de llamamientos a dejar de invertir en nuevos proyectos de petróleo y gas”, según el grupo de 13 petroestados, que lleva tiempo expresando su preocupación por que las medidas para luchar contra el cambio climático desincentiven las inversiones en la industria petrolífera.

“Tales narrativas sólo preparan el sistema energético mundial para fracasar estrepitosamente. Provocarían un caos energético sin precedentes, con consecuencias nefastas para las economías y miles de millones de personas en todo el mundo”, afirma en la nota el secretario general de la organización, el kuwaití Haitham Al Ghais.

La OPEP critica una supuesta “ideología” de la agencia que defiende los intereses energéticos de las naciones industrializadas desde 1974, cuando fue fundada en reacción al embargo petrolero que impusieron los países del Golfo Pérsico a Occidente en 1973.

En su comunicado, le atribuye “una forma de pensar sobre los combustibles fósiles” que se basa más en la ideología que en los hechos”.

“Tampoco tiene en cuenta (la AIE) los avances tecnológicos que la industria sigue realizando para reducir las emisiones”, ni “reconoce que los combustibles fósiles siguen representando más del 80 % de la canasta energética mundial, igual que hace 30 años, ni que la seguridad energética que proporcionan es vital”.

“Consciente del reto al que se enfrenta el mundo para eliminar la pobreza energética, satisfacer la creciente demanda de energía y garantizar una energía asequible al tiempo que se reducen las emisiones, la OPEP no descarta ninguna fuente de energía o tecnología, y cree que todas las partes interesadas deberían hacer lo mismo”, afirma Al Ghais. EFECOM

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La refinería de AXION energy fue premiada como la mejor del año de Latinoamérica 

La planta de Campana fue elegida como la mejor de América Latina por la Asociación Internacional de Refinación, gracias a su compromiso medioambiental, eficiencia energética, récords de producción, implementación de nuevas tecnologías y de parámetros de seguridad.

Debido a las buenas prácticas y optimizaciones en la operación, AXION energy ganó el premio a la mejor refinería del año de Latinoamérica, entregado por la Asociación Mundial de Refinación (World Refinning Association), en la Conferencia Latinoamericana de Tecnología de Refinación (LARTC), que se llevó a cabo en Río de Janeiro.

La refinería estuvo nominada junto a su par de Mataripe, de Acelen, y a la refinería Paulínia (REPLAN) de Petrobras. Fue elegida por un jurado especializado en refinación, gracias a sus logros en eficiencia energética y compromiso medioambiental, así como el liderazgo en transición en los nuevos modelos de producción e implementación de nuevas tecnologías en las operaciones. 

Luego de recibir el galardón en la ceremonia realizada en Río de Janeiro, Diego Mouriño, vicepresidente de Operaciones Downstream de AXION energy, destacó: “Tuvimos el placer de que la Asociación Internacional de Refinación nos premiara como la mejor refinería del año de Latinoamérica, lo cual para todos los que formamos parte del equipo de Campana es la frutilla del postre a un ciclo que lleva más de diez años de transformación absoluta, con un nivel de inversión histórico y que nunca se había visto”. 

Es que la refinería de AXION energy realizó la inversión más grande de los últimos 35 años del sector de refino, que significó 1.500 millones de dólares y tuvo como objetivo la optimización de la performance medioambiental, la mejora en la calidad de los productos para comenzar a producir, por ejemplo, diésel de ultra bajo contenido de azufre, y el aumento de la capacidad de producción.

Mouriño hace foco en los motivos que llevaron a la planta a ganar el premio: “Esto se logró por las inversiones en optimizar la eficiencia, la producción y la performance medioambiental que fueron muy significativas. También por las mejoras en la calidad de nuestros combustibles. Todo esto hoy se ve plasmado en una refinería que está operando en los niveles más altos de utilización de la capacidad, de seguridad, eficiencia y rentabilidad”. 

En cuanto a eficiencia energética, la refinería de AXION energy logró una reducción de 7 puntos del índice de intensidad energética en la operación, un indicador muy valorado en la industria. Además, se realizaron inversiones en tecnologías de descarbonización y se posicionó como la primera refinería argentina en tener el 100% de la producción con gas oil con menos de diez partes por millón de azufre.

Otra mención importante tiene que ver con la seguridad en los procesos y la innovación en los mismos. “Durante el proyecto de expansión de la refinería se trabajaron 13 millones de horas hombre sin tener accidentes inhabilitadores, manteniendo la refinería en operación, y se incrementaron un 120% los dispositivos de protección automáticos lo que logra posicionarnos entre los estándares más altos en seguridad”, afirma Mouriño.
En cuanto a las optimizaciones medioambientales, la refinería inauguró en los últimos años una nueva unidad de tratamiento de gases y de recuperación de azufre, que logra eliminar el 99% del dióxido de azufre, y una planta de tratamiento de aguas de última tecnología, que asegura cumplir efluentes líquidos en los más altos parámetros internacionales.

Por estas razones, AXION alcanzó el reconocimiento más importante de la industria; con trabajo 100% argentino, que logra que la energía del país siga creciendo.

“Todo esto para mí es un reconocimiento al gran equipo que hay en Campana, para los que pudieron venir hoy en representación y para todos los que se quedaron operando y asegurando que la refinería siga como viene hasta ahora. Es un reconocimiento a ellos por el gran trabajo que hacen día a día, porque son un equipo maravilloso y todos tiran para el mismo lado. Para mí es un orgullo ser parte de este equipo”, concluyó Diego Mouriño.

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Naturgy en Tigre. Por el Día Nacional del Árbol

En el mes de la primavera y dentro de las actividades del programa “Sembrando Futuro” de Naturgy, se llevó adelante la primera Jornada de Acción Climática del año en el Biocorredor Paul Groussac, ubicado en la localidad de El Talar, partido de Tigre, en el marco del Día Nacional del Árbol.

Con mucha actividad y gran concurrencia, se realizó la Jornada junto a la Fundación Manos Verdes (@manosverdes_arg), colaboradores del Municipio de Tigre, y un buen número de voluntarios, cada participante pudo darse el gusto de plantar especies de árboles, poniendo su granito de arena para mejorar visualmente la zona y colaborar con el medioambiente.

Entre las actividades que se realizaron se pueden destacar un taller de plantas nativas; también funcionarios de Ambiente de la municipalidad de Tigre presentaron el proyecto del Biocorredor y se plantaron 30 ejemplares nativos.

“Destacamos la acción realizada que, no solo contribuye al cuidado mediaoambiental, sino también a reforzar los lazos comunitarios que siempre posibilitan diseñar y concretar acciones con la sociedad en pos de su desarrollo sostenible”afirmó Bettina Llapur, directora de comunicación y RRII de Naturgy BAN.

La misma fue una acción concreta para la mitigación del cambio climático y tuvo por objetivo realizar la plantación de especies de árboles nativos para compensar emisiones, pero fundamentalmente para concientizar y ayudar a comprender la importancia de este tipo de actividades, realizadas en forma colectiva, para el logro de un ambiente sustentable.

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

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La AIE prevé mayor demanda de crudo y precios en alza

Las nuevas proyecciones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) preven que la demanda de hidrocarburos y carbón seguirá en aumento hasta su punto máximo.

El estudio, que se publicará en octubre en el World Energy Outlook de la agencia sugiere que incluso si los gobiernos no instrumentan medidas para frenar el consumo de hidrocarburos, la demanda de gas natural, petróleo y carbón alcanzarán un pico en los próximos años.

Según la Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA, por sus siglas en inglés), la producción de petróleo de EE.UU. aumentará en unos 70.000 b/d más de lo previsto, lo que contribuirá a compensar el descenso de la producción de los países que pertenecen a la entente petrolera OPEP+.

La producción de petróleo de EE.UU se situará en una media de 13,16 millones de b/d el año próximo, según la EIA en su último informe Perspectivas Energéticas a Corto Plazo, frente a los 13,09 millones de b/d previstos el mes pasado.

Para este año, la agencia aumentó su previsión de producción estadounidense a 12,78 millones de b/d, frente a los 12,76 millones de b/d previstos hace un mes.

Sin embargo, la EIA redujo ligeramente su previsión de producción mundial de petróleo y combustibles líquidos, que ahora sitúa en 101,18 millones de b/d este año, frente a los 101,3 millones de b/d anteriores, y en 102,88 millones de b/d en 2024, frente a los 103 millones de b/d de la previsión anterior.

Con todo, se espera que la producción mundial total de combustibles líquidos aumente en 1,2 millones de b/d este año y en 1,7 millones de b/d el próximo, impulsada por los aumentos en EE.UU., Brasil, Canadá y Guyana, según la EIA. Se espera que la producción de la organización disminuya en 800.000 b/d este año y aumente en 400.000 b/d el próximo, mientras que la producción rusa caerá en 300.000 b/d este año y se mantendrá estable en 2024, predijo la agencia.

La OPEP+ mantendrá la producción mundial por debajo de la demanda, lo que provocará una reducción de las reservas mundiales de 600.000 b/d en el trimestre actual y de 200.000 b/d en el cuarto trimestre, favoreciendo incremento de precios.

La EIA aumentó sus previsiones de precios del petróleo elevando las perspectivas para 2023 del West Texas Intermediate (WTI) a 79,65 $/bl, 1,86 $/bl más que el mes pasado. Las previsiones para 2024 aumentaron 1,74 dólares por barril, hasta 83,22 dólares por barril.

Los precios del Brent aumentaron en una cuantía similar, y ahora se prevé una media de 84,46 $/bl en 2023 y de 88,22 $/bl en 2024.

EL PAPEL DE RUSIA Y ARABIA SAUDITA
El presidente Vladímir Putin, y el príncipe heredero saudí, Mohamed bin Salmán, consideraron que la reducción de la producción del petróleo en el seno de la alianza OPEP+ junto con los recortes adicionales de los dos países permiten garantizar la estabilidad del mercado energético mundial.

Rusia anunció que prolongará la reducción voluntaria de sus suministros de petróleo al mercado internacional hasta finales de año en 300.000 barriles diarios, Arabia Saudita por su parte realizará igual recorte pero en 1 millón de barriles diarios.

El anuncio hizo que el precio del barril de petróleo Brent terminara en el International Exchange Futures de Londres en 90,04 dólares, un 1,17 % más que en la sesión anterior y por encima de 90 dólares por primera vez en 2023.

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Bulgheroni en la AOG: Vaca Muerta e integración energética regional

El CEO del grupo Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, consideró que “el desarrollo de Vaca Muerta es clave para avanzar en la integración energética de los países del Mercosur”. “Es una integración en construcción, con el gas conectando a todos los países. Yo creo que tiene que ser un anillo, por geopolítica y por seguridad”, explicó, durante una participación en la AOG Expo 2023, que organizó el IAPG en La Rural.

El empresario destacó que “la industria (del oil & gas) tiene las habilidades técnicas y la motivación. Entonces podríamos producir más, porque ya estamos en el punto de inflexión para ser un país exportador” de crudo y gas.

Acerca de la infraestructura necesaria para avanzar en la integración Bulgheroni destacó la reciente construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (Etapa I), la anunciada próxima licitación de la etapa II del ducto troncal, y también la programada reversión del Gasoducto Norte.

“Tenemos el gas disponible para el abasto interno y para su exportación regional, a Chile, a Bolivia, y desde Bolivia llegar a San Pablo, y a Río de Janeiro”, explicó Bulgheroni, quien también consideró importante llegar con más gas por el sur de Santa Fe, a Uruguay y al sur brasileño.

El gas planteado como recurso principal para la transición energética mundial ubica a la Argentina como una posible gran proveedora no sólo regional, sino internacional a través de la producción de GNL, si se desarrollan a mediano plazo los varios proyectos diseñados.

El contexto internacional demanda más GNL, por razones propias de la geopolítica, y también por la transición energética hacia las fuentes renovables, para contrarestar el cambio climático.

En su segunda jornada, el ciclo “Encuentro con los CEOs” que se desarrolla en la AOG, el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, consultó a los directivos de empresas acerca de los desafíos y expectativas en la industria en cuanto a la descarbonización y la reducción de gases del efecto invernadero.

Marcos Bulgheroni consideró que “contrarestar el cambio climático no tiene una sola solución. Tenemos que seguir produciendo energía barata, eficiente, pero bajando la intensidad de las emisiones de carbono, y eso es lo que va permeando las políticas en el sector”.

“La industria de los hidrocarburos tiene que ser protagonista de la transición energética. Eso nos saca de la falsa dicotomía de no producir para no tener emisiones”, señaló.
En cuanto a la situación geopolítica y su relación con el gas y el petróleo, Bulgheroni señaló que “el 2023 se configura como el año de la nueva normalidad post Covid”.

Y refirió: “precios del crudo en alza, principalmente por la mayor demanda de China, y la restricción de volúmenes de producción en casi 5 millones de barriles día por parte de la OPEP, Rusia y Emiratos Arabes.

“También por el cambio en los flujos del suministro (en particular a partir de la guerra Rusia-Ucrania) ya que el gas y el crudo de Rusia van hacia India y China, y cayó en Europa”. “Casi el 60 por ciento de las moléculas del gas ruso desapareció del mercado europeo”, señaló.

Bulgheroni describió que “entonces, Europa lo reemplaza por GNL, que compra principalmente a los Estados Unidos, algo a Africa, y a Noruega (Mar del Norte)”. “La geopolítica va a pesar mucho más en las decisiones del sector”, señaló, y consideró que en Argentina “sabemos que tenemos que involucrarnos en la nueva realidad internacional”.

PAE opera en refino y comercialización (AXION), y registra un fuerte protagonismo en la producción de crudo y gas convencional en la Cuenca Golfo San Jorge (Cerro Dragón, Koluel Kaike, Piedra Clavada y otras), y también en la Noroeste.

En lo que respecta al desempeño en el no convencional de Vaca Muerta ( Lindero Atravesado, Bandurria Centro, Aguada Pichana, Aguada de Castro, Aguada Cánepa, Coirón Amargo Sureste) Bulgheroni describió que “hoy producimos unos 50 mil barriles diarios de petróleo equivalente y estamos condicionados por limitaciones de infraestructura de transporte”.

“Estamos ampliando un gasoducto desde Aguada Pichana hasta el troncal y esperamos incrementar producción en nuestras áreas hasta los 20 millones de metros cúbicos día”. “Los recursos están, en la industria necesitamos una macro mas ordenada para seguir avanzando”, explicó.

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AOG Expo 2023: Expectativa favorable de las empresas. Requieren estabilidad de reglas

La AOG Expo 2023 que organiza el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas fue sede de conversaciones con CEOs de principales empresas del rubro energía en las que se analizaron los nuevos desafíos para el sector y las grandes posibilidades que tiene la Argentina en cuanto al desarrollo de hidrocarburos y su exportación. Requieren reglas estables para inversiones en curso y futuras.

El CEO de YPF, Pablo Iuliano, sostuvo que “si no hubiésemos encarado el proyecto de desarrollar los recursos no convencionales de Vaca Muerta, el país hoy estaría importando petróleo y gas por 16 mil millones de dólares anuales”, y al respecto destacó la decisión adoptada hace diez años por YPF con Chevron de invertir y encarar el primer proyecto de Shale fuera de los Estados Unidos (Loma Campana).

Iuliano formó parte del plantel profesional a cargo del proyecto encarado en 2013 en el que se invirtieron 9.000 millones de dólares, apostando a la existencia de un recurso geológico (roca) de primer nivel mundial.

“Después de ése arranque toda la industria petrolera invirtió ya unos 39 mil millones de dólares. Vaca Muerta ya produce unos 300 mil barriles día y volvimos a exportar petróleo”, remarcó durante una intervención en la AOG Expo 2023, que organizada por el IAPG, se desarrolla en La Rural .

El presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, sostuvo que “Argentina tiene una gran oportunidad con el desarrollo de Vaca Muerta, pero también significa un gran desafío para los empresarios, la incorporación de tecnología y la formación de los recursos humanos para estar a la altura de lo que significa como oportunidad de crecimiento para el país”.

Al respecto, el CEO de la petrolera de mayoría accionaria estatal destacó la calidad profesional del personal de la compañía, la experiencia acumulada por los proveedores de insumos y servicios petroleros, y la consecuente mejora de la eficiencia en las operaciones, todo lo cual redundó en una sustancial reducción de los costos de producción.

Iuliano consideró esencial el desarrollo de más infraestructura (oleoductos, gasoductos, plantas de tratamiento, puertos) para acelerar el desarrollo del petróleo. Consideró posible entre todas las operadoras producir 1 millón de barriles hacia el 2026, con vistas a cubrir toda la demanda interna, y a poder exportar hasta 600 mil barriles.

“Vaca Muerta tiene mas gas que petróleo, la demada interca esta cerca de ser abastecida en su totalidad, la reversión del Gasoducto Norte servirá también para exportar a Chile, a Bolivia, pero lo que cambiará la cara de la economía del país es la producción y exportación de GNL”, opinó.

“Hay que monetizar nuestro gas en los próximos años porque es un recurso clave para la transición energética mundial” señaló Iuliano. YPF tiene firmados acuerdos con Petronas para el desarrollo de un proyecto para producir GNL. Demanda una inversión inicial de 10 mil millones de dólares.

En la misma jornada de la AOG Expo 2023, el CEO de Shell Argentina, Ricardo Rodríguez, destacó la presencia de la compañía en Argentina desde hace 109 años, y describió la fuerte participación actual en Vaca Muerta. “Somos el segundo productor de petróleo en esa formación (detras de YPF) con mas de 45 mil barriles día, y estamos invirtiendo en una nueva planta de tratamiento con vistas a su inauguración en 2024”, describió.

Rodriguez explicó que “como actividad complementaria en el país la Compañía decidió encarar la exploración off shore en la CAN100, (asociada con Equinor e YPF) aportando nuestra experiencia acumulada en el Golfo de México, y mas recientemente también en Brasil”.

“Contamos con gran capital humano, una roca privilegiada como es Vaca Muerta, y soy optimista en que habrá consenso en el plano político para sostener reglas de juego en esta industria, que requiere del libre acceso a divisas y de precios estables para los hidrocarburos para el desarrollo de nuevas inversiones”, señaló.

En tanto, la directora general de Total Austral – Total Energies Argentina, Catherine Remy destacó también que “Argentina tiene mucho gas, que es la energía de transición. Entonces hay mucho para hacer acá. Los costos técnicos son bajos a nivel mundial y la capacidad humana es excepcional”.

Remy describió la actividad de Total en la Argentina desde hace 45 años como operador y productor de gas off shore en la Cuenca Marina Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego.

“Hoy producimos 18 millones de metros cúbicos día de gas, lo que equivale al 13 por ciento del gas producido en el país”, refirió.

Y destacó que la empresa de origen francés decidió invertir 700 millones de dólares en el desarrollo del Proyecto Fénix (off shore) en la misma cuenca. “Ya se está construyendo la plataforma de producción, esperamos perforar entre marzo y abril de 2024, y empezar a producir en noviembre del 2024”, explicó Remy.

En la estrategia mundial de la compañía (Total energies) está el desarrollar sus inversiones en gas y sumar más energías renovables. Dos tercios de las inversiones en Oil y Gas y un tercio en renovables (eólica y solar), puntualizó.

En tanto, el presidente de Tenaris Cono Sur, Javier Martínez Álvarez, expresó: “El gas va a ser el gran socio de las renovables. Ahí Argentina tiene una segunda oportunidad extraordinaria con Vaca Muerta”.

Aseveró que “participar de un proyecto como la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner genera un desarrollo del recurso humano impresionante”. Y que ello permite encarar mejor próximos desafíos como la reversión del Gasoducto Norte, o la construcción de GPNK en su segunda etapa, refirió.

Por su parte, el director general del Área Sur de Techint, Gustavo Gallino, sostuvo que “Lo que necesitamos es una buena planificación, que es lo que pasó con el gasoducto (Néstor Kirchner)”.

Por su parte, el director general de BTU, Carlos Mundín señaló que “es responsabilidad de toda la industria desarrollar proveedores para contar con los suministros que necesitamos para poder estar a la altura”. Mientras que el director ejecutivo de SACDE, Daniel Flaks destacó: “El gasoducto fue una muestra de que las cosas se pueden hacer bien, y nosotros somos empresarios y asumimos riesgos”.

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Gobernadores del Norte Grande impulsan proyecto para instalar 2.500 MW de renovables

Los gobernadores de 10 provincias del Norte Grande del país se reunieron con la Secretaría de Energía, Flavia Royón, y el Gerente General de Cammesa, Sebastián Bonetto, y expusieron la necesidad de obtener financiamiento para la construcción de plantas solares por 2.500 MW y contar con energía renovables para abastecer a la región.

Con ése objetivo los gobernadores firmaron una nota solicitando al Ministro de Economía, Sergio Massa, avanzar en la gestión de un crédito por 2.500 millones de dólares para financiar la construcción de las plantas solares distribuídas en función a la demanda por provincia en la región.

Royon y los gobernadores mantuvieron la reunión en la sede de la Casa de Salta en Buenos Aires, donde analizaron los aspectos técnicos de la propuesta.

Los 2.500 MW estarán distribuidos por provincia de la siguiente manera:
· Tucumán: 14,86 % de la Demanda Zonal – 370 MW a instalar.
· Chaco: 14,12 % de la Demanda Zonal – 350 MW a instalar.
· Corrientes: 13,93 % de la Demanda Zonal – 345 MW a instalar.
· Misiones: 13,18 % de la Demanda Zonal – 330 MW a instalar.
· Salta: 10,31 % de la Demanda Zonal – 255 MW a instalar.
· Santiago del Estero: 8,43 % de la Demanda Zonal – 210 MW a instalar.
· La Rioja: 7,31 % de la Demanda Zonal – 180 MW a instalar.
· Formosa: 6,43 % de la Demanda Zonal – 160 MW a instalar.
· Catamarca: 6,18 % de la Demanda Zonal – 155 MW a instalar.
· Jujuy: 5,25 % de la Demanda Zonal – 145 MW a instalar.
TOTAL: 100 % de la Demanda Zonal – 2.500 MW a instalar.

Los gobernadores destacaron la importancia de este proyecto por sus beneficios para cada jurisdicción provincial en cuanto a que les “permitirá generar 10 mil nuevos empleos para el Norte Grande, capacitación de mano de obra local; contribuir al cumplimiento de las obligaciones de reducción de los gases de efecto invernadero, equivalentes a dos millones de toneladas de dióxido de carbono al año; incorporar 4.000 GWh al año, lo que implica incrementar un 5 % en renovables y acercarnos al cumplimiento del acuerdo de París” (descarbonización).

La instalación de plantas de generación fotovoltaica, señalaron, permitiría optimizar las redes de cada distribuidora; mejorar la calidad del servicio; establecer tarifas competitivas a partir de la nueva generación destinadas a la industria, PyMEs y el comercio.

Los gobernadores pasaron a un cuarto intermedio hasta la próxima semana, donde recibirán una devolución de Cammesa sobre los términos de un convenio a firmar con el ministerio de Economía y la secretaría de Energía en una provincia a designar.

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Royon en Asunción: Por Yacyretá, y por el tránsito en el Paraná

La secretaria de Enegía, Flavia Royón, se reunió en Asunción con autoridades del gobierno del Paraguay para analizar la conflictiva situación que se planteó por la decisión de Argentina de cobrar por el tránsito de buques provenientes de ése país (y de Brasil, Bolivia y Uruguay), por el tramo Santa Fe Norte del río Paraná para compensar parcialmente el costo del mantenimiento (dragado) de esa vía navegable, a cargo de la Administración General de Puertos (AGP).

Hasta el 2022, el Estado argentino subsidiaba el dragado y balizamiento del tramo que cuesta alrededor de 20 millones de dólares.

Royon mantuvo una reunión con el ministro de Relaciones Exteriores, Rubén Ramírez Lezcano y su equipo de trabajo. Junto a la Secretaria estuvo Fernando De Vido, Director argentino en la Entidad Binacional Yacyretá, porque también se habló sobre este tema energético de interés bilateral.

Según trascendió, desde Paraguay se sostiene que la inversión que se está planteando desde Argentina no se condice con las obras que se realizaron. Por ello Argentina plantea reuniones técnicas para analizar la cuestión a nivel del Comité Intergubernamental de la Hidrovía, cuya presidencia pro tempore hoy ejerce Brasil.

Tras el encuentro, la funcionaria expresó que “se logró un punto de acuerdo con Paraguay, el derecho de Argentina de cobrar peaje para el funcionamiento de la hidrovía, y se estableció una mesa de trabajo para la implementación y la discusión de este tema” (características y monto a pagar por buque).

Cabe señalar que quienes pagan son los privados (las empresas navieras) , no los países, pero son estos los que deben fijar las normas. En este momento la tarifa es de 1,47 dólar por tonelada transportada. Muchas empresas pagaron pero algunas empresas acumulan facturas impagas y entonces la AGP recurre a la Justicia.

En la reunión de Royon en Asunción se analizó también el tema Yacyretá (Complejo hidroeléctrico binacional). “Se armó una comisión técnica para determinar el monto de la deuda (mutua) y los conceptos de esta deuda, así como también el plan de pago para la regularización de la misma”, explicó Royon, quien calificó al encuentro como “muy positivo, y ahora lo que resta son las mesas técnicas de trabajo para arribar a un acuerdo”.

Hace un par de semanas el ministro de Economía, Sergio Massa, se entrevistó en Asunción con el presidente de Paraguay, Santiago Peña. Dialogaron sobre estos mismos temas y de activar la tarea de analizar la deuda presente, y el flujo de intercambio de energía en Yacyretá.

Paraguay vende a la Argentina la electricidad que no usa ni exporta a Brasil. La deuda por este concepto es un tema irresuelto desde el acuerdo firmado en 2017 por los entonces presidentes Mauricio Macri y Horacio Cartes.

El viernes 8/9 , y en una actitud que algunos relacionan con la situación planteada por el tema del peaje a los buques paraguayos, desde Asunción se decidió que Paraguay no cediera su energía disponible a la Argentina. Entonces ocurrió que Paraguay abrió las compuertas del vertedero de Yacyretá , agregando tensión a las relaciones bilaterales.

Esta apertura y descarga disminuye el nivel del embalse de Yacyretá y su continuidad sin razones técnicas puede afectar el normal suministro de energía de Yacyretá a la Argentina. Esto activó el viaje de Royon.

Cabe referir con relación al tema deudas y Yacyretá que, por otro lado, hay una deuda de stock que Argentina espera que se resuelva por su acreencia de U$S 4.500 millones de dólares producto del capital invertido para la construcción del complejo hidroeléctrico y todas las obras complementarias en la zona de afectación compendida por el proyecto binacional.

COMUNICADO DE LA EBY – MARGEN IZQUIERDA

En este contexto, la Entidad Binacional Yacyretá -Margen izquierda- emitió un comunicado el martes 12/9 marcando posición “frente a la publicación de artículos periodísticos en relación con el supuesto requerimiento de documentación a una embarcación de carga de bandera paraguaya por parte de autoridades aduaneras argentinas”:

-A la fecha no se han requerido o realizado inspecciones de documentos de transporte de mercadería, ni se han registrado ingresos de funcionarios de Aduana en las instalaciones de la Esclusa de Navegación de la Hidroeléctrica Yacyretá.

-La operación de la Esclusa, así como el territorio donde la misma está emplazada, son de jurisdicción binacional.

-Los controles dentro del condominio binacional son de potestad exclusiva y excluyente del área de Seguridad e Informaciones de la Entidad.

-La Administración Nacional de Aduanas argentina tiene autoridad exclusivamente en el control del flujo de suministros que ingresan al condominio binacional vía terrestre desde territorio argentino, y en el control del tráfico fronterizo, se puntualizó.

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ENRE: Resarcimientos para usuarios de Edenor por errores en facturación

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad determinó resarcimientos de $ 91.876 para usuarios que reclamaron a Edenor por errores en la facturación del servicio.

El Interventor del ENRE, Walter Martello, señaló que “ante cualquier duda o discrepancia con los consumos facturados, es fundamental que los usuarios continúen reclamando ante las empresas distribuidoras, para que el Ente siga aplicando este tipo de resarcimientos”.

A través de dos Resoluciones colectivas de la División de Gestión de Reclamos, se determinó que la distribuidora Edenor deberá resarcir a 320 personas usuarias con un monto de $ 91.876 para cada una de ellas.

Las Resoluciones establecen que la empresa deberá acreditar, dentro de los próximos 10 días hábiles administrativos, la suma de $ 91.876 en la factura de cada persona usuaria, pudiendo estas solicitar el cobro en efectivo o mediante una transferencia bancaria.

Asimismo, la empresa deberá eliminar todos los intereses y recargos generados como consecuencia del error en la facturación.

En todos los casos analizados, el Ente Regulador verificó que la empresa distribuidora no había dado una respuesta adecuada ni oportuna a los reclamos realizados por los usuarios. También se constató que Edenor no había brindado la información suficiente con la frecuencia prevista en el régimen tarifario ni la anticipación correcta, según lo establecido en el Reglamento de Suministro.

Cabe recordar que a mediados de agosto último el ENRE emitió una resolución colectiva mediante la cual hizo lugar a 156 reclamos de usuarios de Edesur luego de haber confirmado errores en la facturación del servicio y una deficiente respuesta por parte de la empresa distribuidora. A través de esa medida el Ente determinó resarcimientos por $ 89.972 para cada usuario.

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Wintershall Dea reafirma su compromiso con Argentina

Celebrando 45 años de operaciones dedicadas en la Argentina, Wintershall Dea participa con orgullo en la XIV Argentina Oil and Gas Exhibition (AOG) en Buenos Aires. En la conferencia, que es un evento clave en la industria de E&P de la Argentina, la compañía reafirma su compromiso con el sector energético del país. Wintershall Dea continúa viendo un fuerte futuro para el gas natural en el impulso tanto de la descarbonización como del camino de Argentina hacia el autoabastecimiento energético.

Manfred Böckmann, director general de Wintershall Dea en Argentina, destaca: “Wintershall Dea es desde hace 45 años un socio comprometido con Argentina y con el paso de los años ha ido fortaleciendo su posición hasta convertirse en uno de los principales productores de gas natural del país. Actualmente, el avance del proyecto de gas Fénix frente a las costas de Tierra del Fuego es particularmente alentador. Se espera que Fénix contribuya al suministro de energía a largo plazo de Argentina y, al mismo tiempo, fortalezca la posición central del país en nuestra cartera global”.

Como uno de los principales productores de gas natural del país, Wintershall Dea tiene participaciones en campos terrestres y marinos en Neuquén y Tierra del Fuego.

En Neuquén, Wintershall Dea produce gas natural a partir de los yacimientos convencionales y de gas de esquisto Aguada Pichana Este y San Roque junto con sus socios TotalEnergies (operador), YPF y Pan American Energy. En Aguada Pichana Este, la asociación está llevando a cabo un programa continuo de perforación y terminación para utilizar plenamente las capacidades de procesamiento y transporte disponibles.
En el sur del país, la compañía, junto con sus socios TotalEnergies y Pan American Energy, opera con éxito en la concesión Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), que representa alrededor del 15 por ciento de la producción total de gas natural de Argentina.

Como parte del cluster CMA-1, Wintershall Dea desarrolla el proyecto Fénix, actualmente uno de los proyectos energéticos más importantes de Argentina. El proyecto Fénix avanza según lo previsto. A principios de julio se alcanzó un hito importante, cuando se instalaron en el fondo del mar los primeros bloques de hormigón que sostendrán el oleoducto submarino. Está en marcha el tendido del gasoducto submarino que conectará la futura plataforma Fénix con la actual plataforma Vega Pléyade. Una vez operativa, se espera que Fénix produzca un máximo de 10 millones de metros cúbicos de gas por día. El proyecto respalda una vez más la contribución de Wintershall Dea al suministro energético de Argentina y también se espera que aumente significativamente la producción mundial de gas de la compañía.

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TotalEnergies presente en la exposición internacional Argentina Oil and Gas – AOG. 

La importante cita del sector energético se realizará entre el 11 y el 14 de septiembre en el Predio Ferial de La Rural de Buenos Aires, está organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada por Messe Frankfurt Argentina. Estarán presentes más de 300 expositores y se esperan alrededor de 20.000 visitantes profesionales del sector.

Durante el primer día, TotalEnergies será parte del Workshop “Gerenciamiento de carbono. Captura, almacenamiento y uso del CO2 en la industria del petróleo y el gas. Avances tecnológicos y proyectos en ejecución, organizado por el IAPG y la Secretaría de Energía. El expositor por parte de Total Austral será Mauricio Bueno, Director de Geociencias y Reservorios de la compañía.

El martes 12 de septiembre, a las 14hs, la compañía estará en el Panel de Sustentabilidad: “Puede la industria de los hidrocarburos contribuir con una transición justa?” con la participación de María Paula Daniello, Coordinadora Senior de Gestión Social de Total Austral.

En cuanto a las Conferencias centrales, se destaca el Encuentro de los CEOs, una serie de paneles que reunirán a los principales directores de compañías protagonistas de la industria de los hidrocarburos y donde se podrá acceder a sus experiencias de primera mano. El día martes a las 17:45hs será el turno de TotalEnergies con la presentación de la flamante Directora General, Catherine Remy, quien asumió sus funciones el pasado viernes 1 de septiembre, convirtiéndose así en la primera mujer en conducir las operaciones de la filial argentina, Total Austral.

“Estoy muy contenta de poder participar en esta exposición tan importante para el sector y de tener la posibilidad de conocer las distintas miradas sobre los temas clave de la actualidad de la industria”, dijo Catherine Remy, quien está a cargo de la exploración y la producción local de hidrocarburos, sobre el evento. “También es muy importante para nosotros poder contar lo que se viene en materia de gas natural y su importancia para la transición energética”.

Los asistentes podrán visitar el stand de TotalEnergies ubicado en el Hall 2 – Pabellón Verde de La Rural de 13 a 20 hs., siendo recibidos por parte del management y profesionales de la Compañía para acercamiento y networking. El espacio -especialmente diseñado bajo el concepto de TotalEnergies One Company- contará con las últimas novedades de sus unidades de negocio en el país: Total Austral, TotalEnergies Gas Cono Sur, Total Especialidades Argentina y Total EREN.

En el marco de la 7a edición de la Jornada Jóvenes Oil & Gas (JOG), TotalEnergies también participará con un stand multienergías enfocado en los jóvenes profesionales. Los jóvenes talentos de la Compañía compartirán su experiencia con las generaciones de profesionales que se inician en la industria, estudiantes avanzados y recién graduados interesados en unirse al sector de la Energía.

Para más información sobre la exposición: www.aogexpo.com.ar

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Milicic presenta sus servicios de Oil & Gas en la AOG 2023

La empresa de construcciones y servicios, que en este 2023 está
cumpliendo 50 años, tendrá su stand en la exposición internacional del
petróleo y del gas, considerado uno de los principales eventos de la
industria de los hidrocarburos en la región.

La Argentina Oil & Gas Expo realizará su decimocuarta edición del 11 al 14 de
septiembre en el Predio Ferial La Rural de Buenos Aires, con nuevos espacios
de encuentro y actividades para los profesionales e invitados del sector.
Milicic, empresa con 50 años de experiencia en distintos sectores productivos,
invita a visitar su stand G20 en el hall 2 del Grupo Argentino de Proveedores
Petroleros (GAPP), donde expondrá los principales desarrollos de Oil & Gas en
los que ha contribuido.

“Para nosotros el segmento de Oil & Gas es uno de los más relevantes de
nuestro portafolio. Nos orientamos principalmente al desarrollo de proyectos en
Vaca Muerta, donde nuestra fortaleza es la experiencia de más de 20 años
ejecutando proyectos de conducción de petróleo y gas. Hemos trabajado con
los principales actores del sector y, a partir de nuestra base en Añelo,
Neuquén, la experiencia de nuestro equipo humano y la disponibilidad de
equipos propios, nos ponemos al servicio de la industria con una destacada
disposición de servicio al cliente”,
expresó Gustavo Mas, gerente comercial de
Milicic.
Actualmente Milicic está trabajando en el proyecto de Flowlines y Ductos,
provincia de Neuquén, con la ejecución de obras en diferentes yacimientos de
Vaca Muerta, necesarias para conectar nuevos pozos con instalaciones de
superficie que forman parte del proceso de producción de YPF S.A.

Además, se encuentran en ejecución las obras civiles que forman parte del
proceso de modernización del Complejo Industrial Lujan de Cuyo, como
subcontratista de la empresa Técnicas Reunidas de España. Los trabajos
están relacionados con la mejora de calidad de combustibles, siendo el
proyecto más importante de YPF en el sector de refinación en Argentina.
“La novedad de este año es nuestra entrada en el negocio de biorremediación,
a partir de la reciente obtención de los permisos para brindar este tipo de
servicios tanto en la provincia de Neuquén como en Río Negro. Estamos
celebrando nuestros 50 años de vida con el compromiso de continuar siendo
un actor relevante para el desarrollo del potencial energético del país”,
agregó
Mas.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada
por Messe Frankfurt Argentina, la AOG 2023 contará con la participación de
más de 300 expositores y 20.000 visitantes profesionales del sector.
En paralelo se realizará el 5° Congreso Latinoamericano y 7° Nacional de
Seguridad, Salud Ocupacional y Ambiente en la Industria del Petróleo y del
Gas organizado por la Comisión de Seguridad, Salud y Ambiente del IAPG.

ACERCA DE MILICIC
Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de
experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales
sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000 empleados y más de
800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en
minería, oil & gas, energía e infraestructura.
Más información: www.milicic.com.ar

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La industria petrolera pide consenso político para acelerar inversiones de largo plazo

En el acto de inauguración de la XIV Argentina Oil & Gas (Expo2023), el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, Ernesto López Anadón, destacó la importancia de un consenso a nivel político -entre quienes aspiran a presidir el país a partir de diciembre próximo- en torno a medidas estables que permitan continuar y aumentar las inversiones necesarias para el desarrollo de los abundantes recursos hidrocarburíferos que el país posee.

Hizo mención a Vaca Muerta, al potencial del off shore, pero también destacó la experiencia acumulada en los últimos diez años por las empresas operadoras nacionales e internacionales en la puesta en producción del petróleo y gas natural alojados en reservorios no convencionales, y en las empresas dedicadas al Midstream, y a las proveedoras de servicios petroleros en toda la gama.

“A pesar de todas las viscisitudes, estamos exportando gas y petróleo”, destacó el directivo del IAPG, quien aludió a que Argentina tiene la oportunidad de ser un importante jugador internacional en la exportación de estos insumos en el contexto de la transición energética mundial.

López Anadón destacó el aporte de la inversión privada en el sector, por caso en la puesta a punto de refinerías y en oleoductos, como así también el realizado por el Estado (actual gobierno) para la construcción de infraestructura de gasoductos troncales (GPNK etapa I), y la anunciada reversión del Gasoducto Norte.

Pero igual consideró que “nos falta a nivel de la política apostar al futuro, necesitamos largo plazo, para consolidar y ampliar el nivel de actividad, el nivel de empleos, en una industria que puede aportar mucho para estabilizar la macroeconomía del país”. Aunque sin aludir al tema, la apreciación del directivo ocurre en simultáneo con el desarrollo de la campaña de las elecciones que habrán de definir un nuevo presidente del país a partir del 11 de diciembre.

A modo de referencia y comparación Anadón mencionó el caso del desarrollo del No Convencional alcanzado en los Estados Unidos, que ubicó a ése país entre los primeros productores de gas y petróleo. Aludió al nivel intenso de actividad productiva registrada en la formación Eagle Ford, y deseó que Vaca Muerta pueda alcanzar el mismo objetivo.

“La industria ha dado muestra de su potencial y compromiso durante la pandemia y lo últimos años. Hoy, se ha convertido en un proyecto neto de exportación”, señaló López Anadón. “Lo que necesitamos para que este proyecto de exportación cobre fuerza es largo plazo. Esto es, en definitiva, lo que va a hacer crecer a la industria y va a beneficiar al país”.

Y agregó que “Toda la política concuerda con el enorme potencial que tienen los recursos de hidrocarburos en el país. Es sustancial que las fuerzas políticas se pongan de acuerdo en las condiciones para que las reglas de juego se mantengan en el tiempo”.

Lo escuchó la Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, un nutrido auditorio de empresarios, técnicos, y funcionarios nacionales y provinciales del área energética, y hasta el embajador de los Estados Unidos en la Argentina, Marc Stanley.

Entre otros importantes participantes de la inauguración de la AOG Expo 2023, que se desarrollará hasta el jueves 14 próximo en La Rural, se contaron el gobernador Mariano Arcioni (saliente de Chubut), el gobernador electo de ésa provincia, Ignacio Torres, y el también gobernador electo de Río Negro, Alberto Weretilneck, el ex secretario de Energía, Darío Martínez, Marcos Bulgheroni (PAE), Pablo Iuliano (YPF), Oscar Sardi (TGS), y Ricardo Torres (Pampa Energía).

En el mismo acto, la Secretaría Flavia Royón describió la gestión realizada desde la cartera de Economía (de la cual depende Energía) en el área. Mencionó el Plan Gas IV, el Plan Gas AR, y los contratos de compra de volumenes de gas “lo que le dió un horizonte a los productores hasta fines de 2028”. Hizo un balance de la situación de la industria de hidrocarburos y sus perspectivas, y de las medidas dispuestas para ampliar la infraestructura necesaria en transporte de hidrocarburos (oleoductos y gasoductos).

Asimismo, describió las licitaciones ya encaradas para proyectos de energías renovables y de energía térmica, y las que se encararán para ampliar la red de transporte de electricidad en alta tensión (Master Plan).

La funcionaria destacó el aporte del No Convencional de la Cuenca Neuquina para el autoabastecimiento y las exportaciones de crudo y gas. Igual, para la producción Off Shore (en la Cuenca Austral) que hoy representa el 18 % del total gas país, mientras se desarrolla en proyecto Fénix frenta a las costas deTierra del Fuego.

Mencionó además la próxima perforación del primer pozo exploratorio en la CAN100 (pozo Argerich) y también del primer pozo exploratorio en la formación no convencional Palermo Aike (Santa Cruz).

Royón destacó “el compromiso y profesionalismo de las empresas del sector, Techint, Sacde, BTU, junto con la estatal Enarsa, las Pymes proveedoras, y los trabajadores, en la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (etapa I)”. Y ratificó las licitaciones para la reversión del Gasoducto Norte, y también del GPNK etapa II.

Tras hacer hincapié en que espera un pronto tratamiento del proyecto de ley de producción de GNL que el gobierno envió al Congreso, Royón señaló que “Para este año se espera una balanza energética levemente positiva de U$S 100 millones y para el 2024 se estima que la balanza energética argentina sea positiva en U$S 3.800 millones”. “Este sector es clave para lograr la estabilidad macroeconómica que va a permitir el despegue y crecimiento de la Argentina”, remarcó.

Tras el corte de cintas en uno de los pabellones que aloja la muestra de la industria de los hidrocarburos, Anadón y Royón visitaron una larga serie de stands: YPF, TGS, Mega, Total Energies, Shell, Pampa Energía y PAE-Axion, entre ellos.

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TotalEnergies se transforma en Argentina y en América

Javier Rielo, actual Director General de Total Austral y Senior Vicepresident y Country Chair de Total Energies para el Cono Sur asumió a partir del 1 de Septiembre la posición de Senior Vicepresident de TotalEnergies Exploración y Producción para América, que incluyen desde Canadá hasta Argentina. Con este movimiento Catherine Remy lo reemplaza en la posición de Directora General de Total Austral.

Esta designación es acompañada de un cambio trascendental para la compañía ya que Javier Rielo permanecerá en Argentina para manejar desde aquí toda la región, la cual hasta este momento era dirigida desde Houston.

Con importantes desafíos, fortalezas y proyectos, trabajará desde Argentina para reforzar la ambición de la Compañía: producir más energía, menos emisiones, siempre más sostenible. 

Javier Rielo cuenta con una extensa trayectoria dentro de la compañía, a la que ingresó en el año 1998 como Gerente de Auditoría y Control de Total Austral, pasó por la Gerencia de Estrategia, fue Director de Desarrollo de Negocios y en 2007 asumió la Dirección General de Total Austral. En 2013 se trasladó a París desde donde dirigió la región de África del Este. En 2017 asumió la posición de Senior Vicepresident de TotalEnergies Exploración y Producción para Asia Pacífico en Singapur. A principios del 2022 regresó a nuestro país para ocupar la posición de Senior Vicepresident Cono Sur y Country Chair de TotalEnergies para Argentina, Bolivia, Chile, Uruguay, Paraguay y Perú. En esta posición dirigió las actividades de Exploración y Producción en el Cono Sur, así como también el desarrollo de las actividades de Energía Renovable.

En simultáneo, a partir del 1° de septiembre Catherine Remy lo reemplazaen la posición de Directora General de Total Austral, y estaráa cargo de las actividades de Exploración y Producción de Argentina. Este nombramiento marca otro hecho sin precedentes para TotalEnergies, convirtiendo a Catherine Remy en la primera Directora General mujer en conducir las operaciones de Total Austral en Argentina.

Formada en Ingeniería en el Ecole Polytechnique (Francia) y en la universidad de Berkeley (Estados Unidos), Catherine se unió a TotalEnergies en el año 2004 como economista y después pasó a trabajar en la gestión financiera del holding. Posteriormente se volcó hacia los proyectos de Exploración y Producción, primero en Port Harcourt (Nigeria), para luego trasladarse a la Argentina. Durante su paso por el país, fue la responsable del desarrollo de la ingeniería básica, construcción y transporte de la plataforma Vega Pléyade (Cuenca Austral). Luego regresó a París desde donde trabajó en Desarrollo de Negocios en países como Brasil e Irak.

En 2021 se incorporó a la División Health and Safe for Everyone (HSE) de la Compañía, asumiendo la dirección de Medio Ambiente y Desempeño Social de todas las sucursales, cargo que ocupó hasta su nombramiento como Directora General de Total Austral.

“Es un gran honor para mí volver a la Argentina. En esta nueva etapa, tendré la responsabilidad de seguir posicionado a TotalEnergies como empresa líder de la transición energética”, sostuvo. 

Con esta designación, la conformación del Comité de Dirección de Total Austral contará con absoluta paridad de género, lo cual pone en evidencia la importancia que TotalEnergies otorga a la diversidad.

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Resultados de la gestión sustentable de Camuzzi

Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina, publicó un nuevo Reporte de Sustentabilidad, elaborado bajo Estándares GRI de Global Reporting Initiative. El reporte se refiere a la gestión de la empresa en 2022.

En la celebración de su aniversario número 30, la empresa repasó los principales logros desde el inicio de su operación, como la conexión de 1.200.000 nuevos hogares, comercios e industrias al gas natural; haber pasado de atender 169 localidades a más de 360 en las 7 provincias en las que opera; el incremento en un 172% de su infraestructura y la modernización de la operación, que permite que hoy el 100% de los usuarios puedan interactuar con la compañía de manera remota, las 24h, todos los días del año.

“Camuzzi es más que energía. Nuestra principal motivación es saber que aportamos nuestro esfuerzo al bienestar y el desarrollo de nuestro país y a la mejora de la calidad de vida de su gente. Y no lo hacemos solos, sino conformando una sólida cadena de valor que incluye, a la par de nuestros colaboradores, a proveedores, matriculados, organizaciones de la sociedad civil, autoridades y referentes de las comunidades en las que estamos presentes” resaltó Jaime Barba, presidente de la compañía.

Entre los logros alcanzados durante el año 2022, se destacan:
En materia de crecimiento económico y de la operación:
La compañía incorporó 12 mil nuevos usuarios a la red de distribución.
Conectó al gas natural a 2 importantes localidades bonaerenses que hasta el momento se abastecían con otros fluidos: General Villegas y América.

Dio cumplimiento al 100% de los índices de calidad del ENARGAS.
Logró migrar al plano digital a casi al 87% de sus usuarios, disminuyendo significativamente el uso de papel: cerca de 100 millones de notificaciones comerciales pudieron ser emitidas en forma electrónica.

Adicionalmente, 60 mil proyectos de nuevas obras fueron cursados a través del PORTAL MATRICULADOS, sin que fuera necesario el uso de papel.

En el plano del desempeño social:
Camuzzi alcanzó por tercer año consecutivo la certificación Great Place to Work, lo que ratificó el reconocimiento de los colaboradores a la gestión de la compañía.
Se impulsaron importantes proyectos asociados al arraigo, el fomento de la cultura, el Emprendedurismo, la capacitación y el empleo, en distintas localidades del ámbito de operación.

A través del programa “A prender el gas”, se logró capacitar en materia de prevención de accidentes por monóxido de carbono a más de 15.000 chicos en edad escolar.

Se fortaleció la cadena de valor a través de acciones especiales y capacitaciones con foco en los instaladores matriculados, los bomberos voluntarios y los más de 2.400 proveedores con los que la compañía interactúa a diario.

Desde la óptica de la gestión ambiental:
Camuzzi disminuyó las emisiones de CO y NOX en un 41% respecto al año anterior.
Gracias al proceso de clasificación de residuos, mediante la iniciativa “Ecoceniceros” se reciclaron caños de polietileno residuales para ser transformados en colectores que fueron donados a distintos municipios para mitigar el impacto ambiental de las colillas de cigarrillo en la vía pública.

Se continuó con el plan de capacitación permanente en materia ambiental a colaboradores de la compañía.

Se efectuaron auditorias en las plantas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) que forman parte de la prestación del servicio, logrando su cumplimiento, además del control de emisiones gaseosas en Plantas Compresoras.

Se efectuaron estudios de impacto ambiental de forma previa en todas aquellas obras sensibles que pudieran generar consecuencias no deseadas en el entorno, a fin de mitigarlas

Éstos, y otros resultados presentados en el 4to Reporte de Sustentabilidad, responden a la materialidad corporativa de Camuzzi y continúan en desarrollo durante este nuevo ejercicio.

Accedé a la versión completa del reporte haciendo click aquí.
Accedé a su resumen ejecutivo ingresando aquí.

ACERCA DE CAMUZZI

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 56.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Para mayor información
 

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Kicillof se pronunció “acerca del juicio en Nueva York por la recuperación de YPF”

 El ex ministro de Economía de la Nación, y actual gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, comunicó su postura frente al reciente fallo de la Jueza estadounidente Loretta Preska, favorable al fondo Burford Capital, que reclama 16.000 millones de dólares en una demanda contra la nacionalización de la mayoría accionaria de la petrolera YPF, ocurrida por ley del Congreso en el año 2012.

El gobierno nacional comunicó que se apelará la medida en las instancias judiciales que corresponde. La apelación será presentada por el estudio jurídico Sullivan & Cromwell LLT, que representa a la Argentina.

Al respecto, Kicillof sostuvo:
“E ¡Caramba! Qué casualidad. Otra vez, en plena campaña electoral, irrumpe un fallo disparatado a favor de los fondos buitre en un tribunal de Estados Unidos (cuna de fondos buitre). Esta historia ya la vivimos –y varias veces-. Tampoco extraña que los buitres nacionales salgan a carroñar. No falla nunca: siempre la oposición y sus medios de comunicación están del lado de los buitres del extranjero. Lo triste es que la oposición que critica la recuperación de YPF, al mismo tiempo, coloca a Vaca Muerta como nuestra mayor esperanza. ¡Sean al menos un poco serios por una vez! ¡Vaca Muerta es una realidad justamente porque se recuperó YPF!”.

Cabe referir que Kicillof se desempeñó como ministro de Economía en los tiempos en los que se concretó la expropiación de las acciones de YPF.

En 2015, Petersen Energía y Petersen Energía Inversora (integradas en España y socia minoritaria al momento de la operación en 2012) reclamó por un supuesto perjuicio en su contra como consecuencia de la expropiación de las acciones. Planteó que el Estado argentino comprara sus acciones en los mismos términos en que había resuelto la compra de las acciones que tenía Repsol. Y argumentó razones estatutarias de YPF.

La justicia española le habría vendido a Bulford los derechos para litigar contra el país en el marco del proceso concursal de Petersen Energía y Petersen Energía Inversora iniciado tras la expropiación.

Se trata de sociedades integradas en España con participación del Grupo Petersen de Argentina (Eskenazi). Este grupo aclaró en 2020 que “Al momento del inicio de la demanda, esas dos empresas ya no tenían relación con el Grupo Petersen” y que habían renunciado a cualquier reclamo.

Un comunicado publicado ese año por medios periodísticos indicó que “Fue la justicia española que administra el proceso concursal de las Petersen la que subastó esos derechos a litigar, los que fueron adquiridos por Burford”.

Acerca de la decisión de Preska, que ya en marzo de este año había sostenido una postura en favor del Fondo reclamante, y se aprestaba a definir el monto de la supuesta indemnización.

Kicillof señaló que “Se trata de un fallo de primera instancia. No de una sentencia firme. El fallo se va a apelar y seguramente termine en la Corte Suprema, porque esta vez la violación de la soberanía argentina es tanto o más grave que la del anterior ataque buitre”.

Y al respecto agregó “¿Qué pasó? Para simplificar: por nuestra Constitución Nacional, el Congreso puede declarar por ley que un bien es de utilidad pública y expropiarlo. En el caso de YPF, se votó por una inmensa mayoría. Después hay que pagar la indemnización. Así se hizo, y en este caso, el expropiado (REPSOL) aceptó esa indemnización y retiró todos sus reclamos judiciales”.

“Este juicio, señaló Kicillof, surge porque los fondos buitres pretenden poner al estatuto de YPF por encima de la ley y de la Constitución. El fallo es un absurdo jurídico: busca que se le pague a los fondos buitre lo mismo que se le pagó a REPSOL por las acciones expropiadas, cuando a ellos no se les expropió nada. Pero, sobre todo, es una inaceptable violación de la soberanía nacional, una burla al Congreso que aprobó la ley y a la Justicia argentina que se intenta suplantar por un tribunal de Nueva York”.

Kicillof describió que “Cuando se recuperó, YPF estaba siendo vaciada. Caían la producción, la inversión y las reservas. Algunos seguramente recuerden el desabastecimiento de REPSOL para subir el precio y las colas en las estaciones de servicio. Vaca Muerta se había puesto en venta y no había ningún proyecto para ponerla en producción”.

“Ayuda memoria: varios de los que la privatizaron son hoy parte de la oposición: la Fundación Mediterránea está con Bullrich; Roque Fernández y Carlos Rodríguez con Milei. Sí, ya aplicaron las mismas políticas que hoy quieren vender como milagrosas, y cuando se utilizaron fueron un desastre y un fracaso. Terminaron en la peor crisis del país: 2001”., sostuvo Kicillof.

Y puntualizó : .El potencial de YPF es infinito y su valor incalculable. Con YPF recuperamos 200 años de petróleo y gas para la Argentina. Otros ejemplos: solo el año pasado, la empresa tuvo una ganancia de U$S 5.000 millones; las exportaciones de petróleo a Chile alcanzarán los U$S 3.000 millones; el proyecto de Gas Natural Licuado, traerá una inversión de US$ 50.000 millones y se estima una exportación de U$S 18.000 millones por año.

“El desarrollo de Vaca Muerta fue liderado por YPF. Entre 2013 y 2017, el 90% del petróleo y el 80% del gas lo extrajo YPF. En la actualidad, Vaca Muerta representa más del 45% de la producción de petróleo y el 40% de la producción de gas en el país. No recuperar YPF para los intereses y la soberanía del país: eso sí hubiera sido muy costoso”, añadió.

Kicillof sostuvo que “la decisión de Cristina Fernández de Kirchner de recuperar YPF y ponerla a funcionar para los intereses nacionales es uno de los hechos políticos más importantes de las últimas décadas. Marcó un antes y un después en materia de política energética. Un ejemplo de lo que es gobernar con coraje y con amor a la patria”.

Finalmente, Kicillof refirió que “dado el evidente tufillo electoral de este “fallo casual”, es oportuno recordar que el partido de Patricia Bullrich, siendo ella diputada, fue la única fuerza política que se opuso a la recuperación de YPF. Por su parte, Javier Milei propone abiertamente su privatización. Frente a este intento de intervención extranjera en nuestra campaña y de cara a esta nueva agresión a los intereses nacionales, reafirmamos: ¡Ni atrás ni a la derecha! Con decisiones valientes como recuperar YPF para los argentinos, avanzamos DERECHO AL FUTURO”.

 

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China aumentó sus compras de crudo en Agosto

Las importaciones de crudo de China fueron de 52,8 millones de toneladas métricas, o 12,43 millones de barriles por día (bpd). La tasa diaria es la tercera más alta de la historia, según cálculos de Reuters.

Las importaciones aumentaron un 20,9% respecto a julio y un 30,9% respecto al año anterior, según los datos. En los ocho primeros meses del año, las importaciones aumentaron un 14,7% respecto al mismo periodo del año anterior, hasta 379 millones de toneladas.
Las importaciones chinas subieron con respecto al año pasado, ya que la demanda interna de combustible ya no se ve reprimida por las restricciones generalizadas para hacer frente a la pandemia del Covid-19.

China importó 10,86 millones de toneladas métricas de gas natural en agosto, un 22,7% más que los 8,85 millones de hace un año.

Las exportaciones de combustible refinado ascendieron el mes pasado a 5,89 millones de toneladas, frente a los 5,31 millones de toneladas de julio y un 23,3% más que un año antes.
Los márgenes regionales de refinación aumentaron mes a mes, con una media de 12,60 dólares por barril hasta agosto, frente a las cifras alrededor de 6,60 dólares por barril de julio.

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Kicillof: “Vuelven con ideas que fracasaron porque quieren quedarse con Vaca Muerta”

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, sostuvo que “Lo que está en discusión hoy es quién se queda con los recursos energéticos y para qué los utiliza: vuelven con las ideas privatizadoras porque apuntan a quedarse con Vaca Muerta”, expresó.

Kicillof encabezó en Bahía Blanca el cierre de la Jornada por el Derecho al Desarrollo Energético, que se desarrolló en la Universidad Provincial del Sudoeste (UPSO), junto al presidente del Consorcio de Gestión del Puerto local y candidato a intendente, Federico Susbielles; y su par de Coronel Rosales, Rodrigo Aristimuño.

Las declaraciones del Gobernador salen al cruce de la propuesta de privatización de las acciones del Estado en YPF (51% del capital) planteada en la campaña electoral por sectores de la oposición.

El Gobernador señaló que “los mismos que nos llevaron a la peor crisis de la historia argentina en 2001, nos dicen ahora que la privatización es la solución a todos nuestros problemas”. “Nosotros no queremos un país que sólo exporte petróleo crudo, sino uno que desarrolle la industria y genere valor agregado para construir una sociedad más igualitaria y más justa”, añadió.

 “Las reservas de gas y petróleo no convencional no son de empresas privadas ni extranjeras, son del pueblo argentino y deben usarse para el desarrollo y el bienestar: esa es la discusión que estamos dando, se trata de defender la soberanía y la justicia social”, expresó Kicillof-

Y añadió: “Fue el Estado el que recuperó YPF, desarrolló Vaca Muerta y construyó el Gasoducto Néstor Kirchner, que bien lleva el nombre de quien supo hacer valer la voluntad, el anhelo y los sueños de todos los argentinos”.

La jornada contó con los paneles “Proyectos Estructurales” e “Infraestructura y Desarrollo Energético”, donde participaron distintos funcionarios y referentes del sector energético.
 
Por su parte, Susbielles subrayó que “en un momento en el que se debate nuevamente cuál debe ser el rol del Estado, las y los bahienses podemos dar cuenta de lo que pasa cuando no hay un Estado que ordene y planifique: no hemos podido mejorar la infraestructura y empeoraron todos los indicadores sociales”. “Ahora con la agenda energética estamos ante una oportunidad muy grande y para aprovecharla necesitamos construir un proyecto que permita generar progreso y una mejor calidad de vida para los vecinos y vecinas de la región”, indicó.

En tanto, Aristimuño enfatizó que “esta es una jornada muy importante para la región, ya que se aborda un tema sensible como es el desarrollo energético, que tiene como actores centrales a los puertos de Bahía Blanca y de Coronel Rosales”. “Hemos impulsado la inversión más grande en 80 años para la infraestructura portuaria de nuestro municipio, multiplicando las capacidades de almacenaje y creando 500 puestos de trabajo”.

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YPF Luz: Energía solar para Molinos Río de la Plata

Molinos Río de la Plata inició su producción con energía solar de YPF Luz, a partir de la firma de un acuerdo por 5 años para abastecerse de 27.000 MWH/año de energía renovable -que equivale al consumo de 7.580 hogares-.

Con la energía contratada, la empresa argentina líder en alimentos y bebidas evitará más de 7.800 toneladas de emisiones anuales de dióxido de carbono, se comunicó.

A partir del acuerdo, nueve plantas de Molinos Río de la Plata -donde se elaboran más de 724 millones de productos alimenticios- operan con energía limpia proveniente del parque solar Zonda, el primer parque solar de YPF Luz.

El parque está ubicado en el departamento de Iglesia, provincia de San Juan, y cuenta con
una potencia instalada de 100MW, equivalente a la energía que utilizan más de 88 mil hogares. El Zonda cuenta con un factor de capacidad de 36 % y la energía que utiliza Molinos Rio de la Plata equivale a 9 MW de su potencia instalada.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó “Nos enorgullece que empresas como Molinos Río de la Plata, que trabajan con conciencia y respeto por el medio ambiente, nos elijan como sus aliados estratégicos para continuar produciendo con energías limpias”.

Agregó que “las energías renovables son el camino hacia un futuro más sostenible y en YPF Luz estamos comprometidos en acompañar y trabajar junto con nuestros clientes para proveer soluciones energéticas que ayuden al medio ambiente”.

Por su parte, Agustín Llanos, CEO de Molinos, expresó que “desde hace más de 120 años, en Molinos buscamos alentar a los argentinos a comer mejor. Con foco en hacer las cosas bien, cada vez mejor, desarrollamos una estrategia de negocios alineada al desarrollo sostenible. Hoy nos enorgullece haber alcanzado este acuerdo con YPF Luz para potenciar nuestro uso de energías renovables que nos permiten continuar acercando a la mesa de los argentinos productos de calidad de una manera cada vez más sustentable”.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa generadora de energía eléctrica que desde 2013 lidera la transición energética. Su misión es generar energía rentable, eficiente y sustentable, optimizando los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. La compañía cuenta con más de 3,2GW de capacidad instalada que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Actualmente está construyendo un parque eólico de 155 MW en la provincia de Córdoba.

Por su parte, Molinos Río de la Plata es una compañía del Grupo Perez Companc líder en la producción de alimentos y bebidas, presente en el país desde 1902. Su propósito es alentar a los argentinos a comer mejor en todo momento y lugar con productos ricos, saludables y accesibles.

Con más de 2.500 empleados y 14 plantas productivas, Molinos produce en el país los productos de las marcas elegidas por todos los argentinos: Matarazzo, Lucchetti, Granja del Sol, Gallo Snacks, Bodega Nieto Senetiner, Gallo, Cocinero, La Salteña, Exquisita, entre otras.

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Generación Distribuída: Créditos para Pymes, hogares e industrias bonaerenses

Como parte del impulso hacia la transición energética, y en el marco del Fondo Para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS), la Secretaría de Energía y el Banco Provincia impulsaron una línea de crédito para la implementación de sistemas de generación distribuida de origen renovable en la Provincia de Buenos Aires.

La secretaría de Energía, Flavia Royon y el presidente del BICE Fideicomisos, Jorge Tamús, suscribieron con Juan Cuattromo, presidente del Banco de la Provincia de Buenos Aires (BAPRO), un acuerdo que permite bonificar la compra, obras e instalación de equipamiento de Generación Distribuida en empresas pyme, industrias e instituciones públicas.

Este convenio prevé un mecanismo de bonificación de 18 puntos de tasa en créditos de inversión productiva destinados a la compra y mano de obra de los equipos fotovoltaicos. La línea de crédito contará con hasta 50 millones de pesos para financiar a los solicitantes con 4 años de plazo máximo para el pago.

Al respecto, Flavia Royón sostuvo que “la firma de este acuerdo representa un avance en el fomento y en el incentivo para la instalación de la generación distribuida en la provincia de Buenos Aires, siendo unas de las actividades que van de la mano a la adhesión de esta provincia a la ley de FODIS, todo en el marco del plan de transición energética que está llevando adelante esta Secretaría”. “Esto significa el apoyo del sector público al sector privado para la puesta de energía renovable en el sector residencial, industrial y pymes”.

Por su parte, el Presidente del Banco Provincia sostuvo que “para nosotros la articulación con el gobierno nacional es fundamental por la agenda de sostenibilidad que venimos llevando para acompañar a las empresas en su transición energética. Todas estas iniciativas en conjunto entre el sector público nacional y provincial nos permiten acompañar al sector privado en una agenda que es fundamental para el futuro argentino”.

Participaron de esta actividad, el subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, el Director Nacional de Generación Eléctrica, Maximiliano Bruno, la directora de Energías Renovables, Florencia Terán y el subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghione.

Además, se firmó una carta de intención con el Banco Nación para avanzar con otra línea de créditos, con el objetivo de promover el desarrollo de la Generación Distribuida de Energía Renovable. Fue suscripta entre la secretaria de Energía Royon y la presidenta de la entidad financiera, Silvina Batakis, como un paso necesario para la firma del convenio específico. El BNA tiene la posibilidad de acercar este tipo de préstamos a toda la Argentina.

En enero último, la Secretaría de Energía y el Banco Argentino de Desarrollo (BICE) lanzaron una línea de créditos a tasa preferencial destinada a la adquisición por parte de comercios o empresas de equipos de generación renovable. El acuerdo sentó las bases para la firma de convenios específicos con otras entidades bancarias de todo el país, que pueden incorporarse al sistema de financiación destinado a la generación distribuida.

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Massa: Descarbonización, transición energética y desarrollo productivo

El ministro de Economía, Sergio Massa, participó del cierre de la Jornada “Acuerdo para la Acción Climática”, en la que se debatieron políticas y estrategias para la descarbonización y las transiciones en el sector productivo.

Al respecto, sostuvo que:

. “somos muchos más los que en Argentina creemos que los ríos, los lagos, los pulmones y el corazón no tienen precio, y tenemos que plantear claramente en nuestra agenda que ni vendemos ríos ni vendemos lagos, ni vendemos órganos porque somos una sociedad que cree en la vida y en el desarrollo como motor de la inclusión del conjunto de la sociedad”

Somos un país deudor en lo financiero, y me llama la atención que aquellos que pretenden plantear soluciones mágicas para la Argentina se olviden que somos un país deudor en lo financiero y acreedor en lo ambiental, en un mundo en el que la agenda económica también está cruzada por las transiciones energéticas y por la aparición de los mecanismos de compensación y los fondos de resiliencia alrededor de la crisis climática y ambiental.

Argentina quedó en ese ranking en el que no califica a la hora de ir a buscar los fondos de resiliencia, tampoco califica como país desarrollado a la hora de acceder a los mercados de capitales, a los financiamientos directos de soberanos verdes, quedó en el medio, y esa es una pelea que como país la tenemos que dar no solamente en los multilaterales sino con los países de renta media.

No nos permiten ni mitigar ni adaptar, nosotros no necesitamos construir una agenda de mitigación. Somos acreedores globales a nivel ambiental. Sí necesitamos construir una agenda de adaptación, y esta acción y la necesidad de un tratado en el que ambiente y desarrollo vayan de la mano son fundamentales.

Para mí es un orgullo firmar este acta, este compromiso, poner al Ministerio con recursos, con agenda, entendiendo que, además generar empleo verde, generar empresas con economía circular, generar mecanismos donde la biotecnología termine siendo a partir de la inversión del Estado en investigación motor de cambio para el cuidado del ambiente.

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Iniciativa de ADEERA para potenciar el talento joven del sector eléctrico argentino

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina inauguró oficialmente “Adeera Joven”. Se trata de un equipo integrado por colaboradores de hasta 40 años de las distribuidoras asociadas, que cuentan con un mínimo de tres años de experiencia en el sector.

De esta forma, Adeera es la primera asociación del sector eléctrico argentino con un espacio dedicado especialmente a los jóvenes profesionales.

El nuevo grupo buscará impulsar el desarrollo profesional y promover los vínculos entre especialistas jóvenes de distintos puntos del país. Sus principales temas a tratar serán los vinculados a: desarrollo profesional, diversidad e inclusión, sustentabilidad, eficiencia energética y tecnología aplicada a la distribución eléctrica.

Entre sus funciones se encuentran:
● Promover el desarrollo y mejoramiento de la distribución de energía eléctrica.
● Realizar propuestas tendientes a incentivar el acercamiento, conocimiento, participación y fortalecimiento de Adeera.
● Incentivar la investigación científica y técnica.
● Establecer contactos con entidades similares dentro y fuera del país para el intercambio de información y servicios beneficiosos para la industria. ● Profundizar la capacitación y el liderazgo.
● Participar de los procesos de diálogo social y cooperación con otros actores de la juventud de la sociedad civil.
● Facilitar el acceso a programas y servicios, tanto gubernamentales como privados, que potencien el crecimiento y desarrollo del sector.

“Adeera Joven” inicialmente cuenta con el acompañamiento de miembros de la comisión directiva de la Asociación: Gastón Blanquet, presidente de Secheep; y Osvaldo Rolando, director en Edersa.

ACERCA DE ADEERA

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 49 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 450.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

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Crecieron en julio la producción y las exportaciones de gas y petróleo

La producción de petróleo y la exportación de crudo y gas natural registró en julio último nuevos incrementos. Se alcanzaron los 616 mil barriles diarios de crudo, un aumento del 27 % interanual en las exportaciones petroleras, y del 22 % en las de gas, destacó la Secretaría de Energía.

Tras la reciente inauguración del Primer Tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, los datos de la producción y exportación de gas y también de petróleo ratifican el proceso de expansión de la actividad hidrocarburífera en la Argentina, destacó la secretaria de Energía, Flavia Royon.

La producción de petróleo en julio (616,8 mil barriles/día) representa un incremento de 6,5% en relación al mismo mes del año anterior. La producción de petróleo del primer semestre que fue la mejor desde el 2009.

Asimismo, la comparación interanual de la producción de petróleo para el segmento enero-julio arroja un saldo positivo: en los primeros siete meses de 2023 la producción fue 7,1 % superior que la del mismo período de 2022. Si se lo mide contra enero-julio de 2015, el incremento asciende hasta el 17,1 por ciento.

Para el caso específico de la Cuenca Neuquina el aumento en la producción fue del 13,3 % en relación al período enero-julio de 2022. A su vez, esta cifra implica un aumento del 83,1 % medido con respecto a 2015.

Estos números también se replican a la hora de analizar el desempeño exportador del rubro: entre enero y julio de 2023 se exportaron 118,7 mil barriles/día, un volumen 27,4 % superior al del mismo período de 2022, y 172 % mayor al del mismo tramo del año 2015.

En el caso del gas se verificó un desempeño igualmente positivo: se exportaron 7,2 millones m³/día en el período enero-julio de este año, lo que equivale a un 22,2 % por encima de los volúmenes del año anterior. Esto representa un 448 % más si se lo mide en comparación al tramo enero-julio de 2015.

Royon hizo hincapié en que los resultados positivos de la política energética, materializados en el incremento sostenido de la producción y en la generación de mayores saldos exportables, se traducen “en generación de más puestos de trabajo, empleo calificado y divisas”.

Y agregó: “De la mano de la planificación y el estímulo a la inversión contribuimos a hacer del sector energético un factor de estabilización de la macroeconomía argentina”.

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La privatización de las acciones estatales en YPF, otra cuestión clave en las presidenciales

.- Eduardo Rodriguez Chirillo, principal referente en temas de política energética del candidato presidencial Javier Milei, puntualizó que, en el caso de llegar al gobierno, “YPF será privatizada mediante la venta del paquete accionario en manos del Estado. Pero en una primera etapa se buscará generar un marco jurídico que asegure una venta confiable y segura”.

En declaraciones que publicó el portal Surtidores, Chirillo admitió que “hoy la empresa tiene buenos resultados”. Consideró que “el precio de la accion esta muy bajo, y esto es mas un problema de coyuntura que de gestión en sí”.

Y añadió que “Por eso proponemos una privatización en una segunda etapa, cuando las condiciones del mercado hagan atractiva la inversión para empresas de primera linea internacional”.

“Su gestión debe ser totalmente independiente del poder politico”, argumentó al esgrimir la postura privatizadora de esa fuerza política partidaria liberal.

Y agregó: “Analizamos los mercados en que la participación de YPF es demasiado grande y por ello tiene una posición dominante”. “Tiende a comportarse como un monopolio”, cuestionó Chirillo, pensando por caso en el mercado local de los combustibles.

De origen estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscales fue privatizada en la década del noventa y, aunque preservando su calidad jurídica de Sociedad Anónima, en el año 2012 pasó a ser empresa de mayoría accionaria estatal (51 % del capital accionario volvió a manos del Estado).

La posible privatización de YPF se instaló en la agenda de las muy próximas elecciones para la presidencia del país. Aunque su debate todavía no adquirió el mayor volumen necesario en el plano político, considerando la importancia del tema, que excede largamente la cuestión económica.

Durante un reciente encuentro con periodistas, y ante una intercambio de opiniones sobre el rol que debería tener YPF para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, el presidente del IAPG, Ernesto López Anadon, afirmó que “es irrelevante para la industria” si el Estado vende su paquete accionario de la petrolera de bandera.

“YPF no es una empresa estatal, es una Sociedad Anónima. Tiene participación estatal pero se comporta como una empresa privada al momento de evaluar negocios y buscar financiamiento”, opinó.

Tal como lo reflejó el portal lmneuquén.com, consultado por la prensa por el papel de liderazgo que tuvo la empresa en los primeros años de desarrollo de los recursos no convencionales alojados en Vaca Muerta (por caso asociada con Chevron durante la presidencia de Miguel Galuccio), López Anadón refirió que “los primeros pozos en Vaca Muerta los hizo Repsol” (otrora accionista mayoritaria de YPF), y que los avances en el desarrollo corrió por cuenta de firmas privadas cuando comenzaron a hacer pozos horizontales.

El directivo sostuvo que el Instituto no tiene postura política respecto a las propuestas de los candidatos.

En su actual gestión, YPF se prepara para encarar la exploración offshore en la CAN100, asociada a Shell y a Equinor, y para realizar el primer pozo exploratorio en la formación no convencional Palermo Aike (Santa Cruz) asociada con CGC.

El presidente de YPF, Pablo González, defendió el plan de inversiones que vino desarrollando la compañia en los últimos años, ratificó que este año será de U$S 5.000 millones en todos los rubros energéticos en los que participa (producción de hidrocarburos, convencional no convencional, infraestructura de transporte de crudo y gas, refinación de combustibles, energías renovables, desarrollo e investigación, litio).

Acerca de la postura privatizadora para YPF de Chirillo-Milei se interrogó acerca de cuál sería el motivo para con “una empresa esta en 2022 registró una ganacia neta de U$S 2.200 millones, está desarrollando inversiones importantes y continúa incrementando su producción”. “A quien le quiere dar el negocio ?”.

Por su parte, Jorge Lapeña, presidente del Instituo Argentino de la Energía General Mosconi, sostuvo que “YPF debe cumplir un rol importante en el futuro, teniendo en cuenta que es el mayor productor de hidrocarburos de la Argentna, su historia, y la importancia que ha tenido siempre como columna vertebral del sistema energético argentino”.

“La Compañía debe compatibilizar su accionar con un plan energético de para la Argentina de largo plazo en el cual debe estar contenida la transición energética y el objetivo mundial para el control del cambio climático”.

“Yo no creo que el 51 por ciento de las acciones deban ser privatizadas, estoy en contra de esa visión, y considero que YPF debe aportar sus mejores ideas para el desarrollo energético del país teniendo en cuenta su importancia”, afirmó Lapeña.

Asimismo, sostuvo que “es necesario conocer su plan de negocios para el mediano y largo plazo, sus objetivos productivos en petróleo y en gas, cómo YPF aportará al autoabastecimiento energético de la Argentina, y a la seguridad de abastecimiento”.

“Un punto importante es saber como proyecta YPF el desarrollo de Vaca Muerta, las inversiones necesarias y previstas, y cuales son sus saldos exportables qué visualiza la Compañía teniendo en cuenta que es principal actor del mercado local de combustibles”. “Su plan de negocios debe ser conocido por la opinion pública y por la política.

YPF tiene una gran centralidad como productor de hidrocarburos, sus niveles de inversión y de endeudamiento deben ser considerados en una vision de largo plazo, agregó.

Por su parte, el referente en temas energéticos de la candidata presidencial Patricia Bullrich, Emilio Apud, consideró que “el nuevo gobierno debe enfocar la política energética pensando en ser mas competitivo en el mercado internacional (como exportador) y no pensar sólo en el mercado local y regional”.

Apud cuestionó el rol de YPF en el mercado local de los combustibles (con una participación que lo erige como cuasi regulador en el rubro). Sostuvo que “no es legal lo que se está haciendo con YPF interviniendo en el mercado”.

También Ex Director en YPF designado en representación del Estado en diciembre de 2015 (gestión Cambiemos), Apud agregó que “YPF, que hoy tiene además empresas en el sector de la electricidad (YPF Luz), y de tecnología (Y-TEC), se va a tener que adecuar a un futuro como exportador” de hidrocarburos”.

Por su parte, otro referente de Juntos por el Cambio, el economista Nicolás Gadano consideró importante mantener a YPF con mayoría accionaria estatal.

“Por lo que uno escucha, (en referencia a la propuesta de privatización) están pensando en usar esos fondos (por la venta de las acciones) para todo este esquema del fiduciario y de la dolarización”. Entonces sería rifar un activo público para financiar el déficit fiscal o para financiar un capricho de una dolarización”, afirmó Gadano.

En declaraciones a lmneuquen.com agregó “yo creo que el formato de YPF que tenemos desde la ley de expropiación, 51% estatal y 49% privado, puede funcionar. YPF tiene un rol importante. YPF fue muy importante, no solamente para YPF, sino para todas las demás compañías que participan en la industria petrolera argentina, y eso es muy positivo”.

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Massa-UIA: Recursos energéticos para el desarrollo de la industria y de las exportaciones

El ministro de Economía, Sergio Massa, puntualizó ante empresarios industriales convocados por la UIA, en un acto de celebración del Día de la Industria, que “Hoy tenemos el gasoducto (Presidente Néstor Kirchner) y tenemos la oportunidad de plantearnos la construcción del segundo tramo de este gasoducto, y la reversión del Gasoducto Norte para exportar gas y llevar gas a regiones de la Argentina que hoy lo importan de Bolivia”. “Nos podemos plantear para el 2024 una matriz energética mucho más competitiva para el sector”, señaló.

Y añadió que “tenemos balanza comercial positiva en el sector energético, no solo por el Gasoducto Néstor Kirchner y el Reversal del Norte, sino por la ampliación de los oleoductos”.

Asimismo, refirió ante el auditorio reunido en Entre Ríos que en minería “Argentina viene creciendo en producción y en el 2024-2025 nos puede instalar dentro de los principales jugadores en materia de exportación de algunos minerales: litio, cobre. Ojalá algún otro, si las legislaturas provinciales entienden que tenemos que transformar recurso en riqueza, y que además la tenemos que industrializarlo”.

Massa encaró su mensaje ante los industriales de muy diversos rubros, haciendo hincapié en el contexto político, destacando que “Daniel Funes de Rioja (Presidente de la UIA) contaba que hace un año no hubo festejo del Día de la Industria porque hubo en Argentina un intento de magnicidio”. “Fue en el marco de una crisis que tenía además una corrida financiera, la huida de un ministro, una crisis política. Aprovecho para transmitir mi solidaridad y mi pedido de justicia y esclarecimiento frente a ese hecho contra la Vicepresidenta (Cristina Fernandez de Kirchner) en alusión al atentado contra su vida ocurrido el 1 de setiembre de 2022.

En su mensaje a los industriales el ministro y candidato presidencial por Unión por la Patria puntualizó además:
La crisis tiene varios orígenes. El primero es un cepo espantoso que tiene la economía argentina. Porque Argentina en el 2018 con el crédito de 45.000 millones de dólares (del FMI tomado por el gobierno de Mauricio Macri) entró en convocatoria. Desde momento convive con un síndico que cada 90 días nos mira las cuentas.
Argentina tiene que honrar esas deudas. Pero lo tiene que hacer defendiendo el trabajo argentino, la industria nacional y la soberanía sobre sus decisiones.
En las recientes negociaciones con el FMI se nos pedía 100% de devaluación y congelamiento de las importaciones. Eso es recesión con 30% de pérdida de la masa de empleos industriales de la Argentina. Por eso nos llevó cuatro meses la discusión. Defendimos la industria nacional y la capacidad de tomar decisiones dentro de nuestro país.
Cuando hablamos defensa y competitividad de nuestra industria, tenemos que saber que cuando se habla de dolarización cobarde, que es hacer circular las dos monedas, todos sabemos que la más fuerte se come a la más débil. Los costos, los salarios, los impuestos, las tasas destruyen los procesos industriales. Como vos no sos emisor de tu moneda, no sos el que define la tasa de interés. Pero, además, como tenés que pedir prestada esa moneda, siempre estás por arriba de la tasa promedio internacional. Y como además tenés que hacerte del físico y tenés que pagar para hacerte de ese físico, todavía tenés que pagar mucho más.
Los que creen que en la Argentina tiene que haber un proyecto industrial, lo que tienen que hacer es apostar a recuperar el valor de nuestra moneda. ¿Cómo? Vendiendo más de lo que compramos.
Hoy en la Argentina tenemos dos billones disponibles en crédito a tasa de interés negativa para la política industrial, a la mitad. Nuestras empresas tienen disponible la mitad de tasa de interés en los programas de crédito porque creemos en el rol del Estado invirtiendo en política pública.
Navegamos un año muy complejo, con tensión porque el principal acreedor de Argentina pedía medidas que sacaban de la cancha a nuestra industria, pero, además, condenaban a la pobreza a nuestros trabajadores. Tuvimos que ir a buscar un modelo que terminara con el Fondo como prestamista de última instancia: China, Qatar, Banco de Desarrollo Latinoamericano. Esa etapa terminó porque Argentina recupera en el 2024 su libertad desde el punto de vista de la cuenta comercial
Tomamos la *decisión de liberar, para todas las PyMEs industriales de la Argentina, todas las SIRAs que estaban pendientes para garantizar los empleos
Agosto fue el mes de mayor acumulación de reservas del Banco Central desde agosto del 2006. Casi 2.000 millones de dólares.
Además de timonear en la tormenta, me toca en gracia ser el candidato de una las fuerzas políticas. En la campaña escucho cosas que es importante llevarlas a la realidad de cada uno de ustedes. ¿Universidades públicas, gratuitas, de calidad que generan la línea de partida de la movilidad social ascendente en la Argentina, o universidades pagas, aranceladas? Dicen que a la pobreza se la combate con educación y comparto plenamente ese principio. Mi pregunta es, si cobramos la educación, ¿cómo vamos a combatir la pobreza? Por eso creo en educación pública, gratuita, de calidad, inclusiva; y en el aumento del presupuesto educativo y universitario en la Argentina.
Hay un tiempo que termina y uno que empieza. Estoy convencido de que Argentina necesita, desde el 10 de diciembre, un gobierno de unidad nacional para dar vuelta la página y empezar a encontrar el camino de la construcción de políticas de Estado. Porque tenemos que bajar impuestos; tenemos que ir a buscar a los que compiten de manera desleal y son casi el 45% de nuestra economía; tenemos que tener, como 183 países del mundo, nuestra moneda digital, y eso requiere de también de credibilidad política; tenemos que avanzar en reformas en la simplificación tributaria.
A lo largo mi historia política siempre mantuve el diálogo con todos. Quiero dejarle un compromiso y una invitación a la Unión Industrial. Un gobierno de unidad nacional supone que invitemos a las fuerzas políticas democráticas a integrarlo y estoy dispuesto a hacerlo, pero también a los sectores de la economía. *Y espero que el 10 de diciembre los industriales estén sentados a la mesa compartiendo el proyecto industrial de país
Defender nuestra soberanía, defender nuestra patria es defender nuestra industria y su capacidad de generación de empleo. Los que plantean el abandono de nuestra moneda, plantean simplemente poner la bandera de otro país en la puerta del BCRA y del Congreso argentino.

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La actualización tecnológica del sector energético: es ahora

Por Mauricio Cordiviola
Director de Operaciones de Camuzzi

La actual coyuntura argentina puede ofrecer una gran oportunidad para actualizarse tecnológicamente, algo que en algunos casos no ocurre desde la década del 90.

Las empresas distribuidoras de gas de países desarrollados manejan desde hace muchos años tecnologías muy distintas a las nuestras. Por nombrar algunos, detectan pérdidas de gas por la lectura de imágenes satelitales, utilizan medidores domiciliarios digitales o emplean materiales de transporte de energía menos costosos, más seguros y amigables con el ambiente.

En Argentina, en contraste, estamos gravemente desfasados. Luego del shock de renovación tecnológica que significó la privatización de Gas del Estado en 1992, por distintas circunstancias económicas y de control tarifario que afectaron a la industria durante 20, de los 30 años que lleva de trayectoria en el país, se volvió prácticamente imposible invertir en tecnología, porque las empresas debieron concentrarse casi exclusivamente en lo básico: garantizar la seguridad y continuidad de la operación. Hoy seguimos operando en muchos casos, como si viviéramos en aquella época.

FRENTE A UNA GRAN OPORTUNIDAD

Argentina está ante una oportunidad única para que la industria se ponga al día y de un salto relevante a nivel tecnológico. Este paso sería ampliamente beneficioso para las empresas y para el país.

Los cambios que se avecinan, el retorno a los contratos de licencia y la normalidad del sector, la recomposición tarifaria y la entrada en vigencia de una tan demorada Revisión Tarifaria Integral, son factores propicios para que las empresas distribuidoras y transportadoras de gas puedan planificar inversiones que les permitan incorporar la tecnología que nos equipare con el mundo.

Pero, ¿cuáles serían estos beneficios? Aquí los listamos con algunos ejemplos concretos.

Beneficios económicos. La actualización tecnológica puede ayudar a que usuarios y empresas reduzcan sus costos. Uno de los problemas de seguir en el pasado es que todo sale más caro en términos humanos, logísticos y de infraestructura.

En este aspecto, uno de los ejemplos más claros es la utilización de medidores inteligentes domésticos, que son más precisos, almacenan los datos en forma digital y los envían directamente al sistema. Incorporarlos permitiría a las empresas migrar de una metodología obsoleta, como lo es la de recorrer uno a uno cada medidor para tomar lectura, a un sistema mucho más ágil, pero que también les permitiría a los usuarios contar con información más precisa y en tiempo real de sus consumos.

Otro beneficio resulta de los materiales que se utilizan en las operaciones: Camuzzi, por ejemplo, provee energía a través de camiones de transporte de GNC a usuarios de 5 localidades específicas de la Provincia de Buenos Aires donde no llegan gasoductos troncales. Distribuir gas bajo esta metodología terrestre implica unos 1.900 viajes anuales. El reemplazo de los pesados cilindros de acero, por unos más livianos de polietileno recubiertos con materiales compuestos, permitiría almacenar el gas a mayor presión, ocupar menos espacio y realizar menos viajes, con sus consiguientes beneficios económicos y ambientales. La diferencia en los números es impactante: se podrían transportar entre 12.000 y 14.000 metros cúbicos de Gas Natural en cada camión, en lugar de los 4.000 que se trasladan actualmente.

Un ejemplo equivalente son las tuberías de Poliamida 12, utilizadas para ramales de interconexión, que brindan mayor eficiencia energética a menor costo, ya que pueden transportar gas a una presión de hasta 18 bar. Además, son más livianas que el acero y fáciles de operar.

Beneficios para el personal: la incorporación de tecnología permitiría a hombres y mujeres de experiencia en la industria a realizar tareas más complejas. Así sucedió en su momento con la llegada de internet o, más cerca en el tiempo, con los canales de atención remota, que trajeron un nuevo modelo administrativo y de gestión comercial. Lo mismo sucedería ahora con el personal de las áreas operativas: la incorporación de tecnología podría reconvertir sus tareas hacia otras que agreguen aún un mayor valor a la compañía y a su propio desarrollo profesional.

Beneficios de seguridad: la detección de fugas se puede realizar en forma más rápida y segura gracias al aporte de la inteligencia artificial, el láser o los drones.

El desarrollo en este campo ha sido asombroso en los últimos años. Los países desarrollados, por ejemplo, utilizan vehículos equipados con un sistema láser para detectar fugas de gas, lo cual evita hacer excavaciones innecesarias o minimizarlas cuando la fuga es detectada.

Pero quizás más sorprendentes aún son las herramientas de análisis geoespacial, que permiten encontrar fugas por medio de satélites. Gracias al aporte de la inteligencia artificial, es posible identificar el espectro lumínico del metano, el componente más importante del gas natural. De esta manera, con la lectura de fotos tomadas desde un satélite, se puede detectar la presencia de metano en una cuadrícula de terreno determinada, lo que indica la presencia de una fuga.

Beneficios ambientales: la implementación de nuevas tecnologías es clave para mitigar el cambio climático. Como quedara dicho, menos viajes o la detección de escapes de gas con métodos más rápidos e inteligentes ayudan, entre otros beneficios, a que disminuya considerablemente la emisión de gases de efecto invernadero.

SALGAMOS DEL ATRASO

Como dijéramos, existe en los próximos meses una gran oportunidad de aprovechar la coyuntura política y la renegociación tarifaria para empezar a corregir estos atrasos que permita dar el salto. Es fundamental que los marcos regulatorios acompañen este proceso, como la industria no evolucionó, las normas técnicas en la Argentina también están muy atrasadas y deben actualizarse.
De esta manera será posible tener en la Argentina empresas más robustas y modernas en los servicios que brindan a sus clientes. Y posibilitar una prestación más barata que repercutirá en un menor costo para el usuario, en términos de factura a abonar.

El momento es ahora. Estamos ante el gran desafío de ponernos al día con la tecnología del mundo. Está en todos nosotros animarnos a dar el gran paso.

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Edenor y Edesur deben comunicar a usuarios las normas instruídas por el ENRE

El Interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Walter Martello, ordenó a las distribuidoras Edenor y Edesur difundir el alcance de modificaciones de metodologías y procedimientos vinculados con la tramitación de reclamos por cortes de suministro, la inscripción al RASE, la lectura de medidores y la corrección de errores en la facturación.

A través de la Resolución ENRE 630/2023, Martello ordenó a Edenor y Edesur la elaboración de una síntesis del alcance de las instrucciones que el Ente Nacional impartió a través de 19 notas emitidas durante el último año.

Las distribuidoras tienen un plazo de diez días hábiles administrativos desde la notificación de la medida para presentar sendos informes “en un lenguaje claro”, indicó el Ente en un comunicado.

Una vez que el organismo los apruebe, las prestatarias deberán difundirlos en sus oficinas de atención al público, en sus sitios web y en medios de comunicación.

En las notas referidas, el ENRE impartió instrucciones destinadas a:

 Agilizar los reclamos por falta de suministro eléctrico: Independientemente del canal utilizado por el usuario, (aplicaciones de mensajería, redes sociales, etc), las distribuidoras deben otorgar en todos los casos un número de reclamo o realizar la reiteración de uno existente en caso de corresponder.

Además, cuando notifiquen a usuarios sobre una afectación en el servicio eléctrico, deben informarles también que pueden reclamar por cualquiera de los canales habilitados.

 Fomentar la inscripción al Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía, incorporando en las oficinas comerciales dispositivos informáticos y brindando asistencia con personal de la misma. Además, deberán colocar en la vía pública y en el interior de las oficinas comerciales, la indicación que allí las personas pueden inscribirse en el RASE.

 Optimizar el proceso de análisis de las lecturas de los medidores y corregir imprecisiones en las liquidaciones del servicio sin necesidad de que medie reclamo alguno por parte del Usuario. Asimismo, toda vez que las empresas tengan que realizar ajustes masivos en conceptos facturados por errores propios, deberán informar previamente al ENRE indicando el motivo y remitiendo el universo de Usuarios a los cuales realizara el ajuste.

 Facilitar la identificación de los ítems de facturación del servicio

 Difundir los derechos del usuario a través de los distintos canales de comunicación institucional.

Entre las resoluciones más recientes, figuran el envío de notas explicativas a los usuarios cuyos consumos aumentaron o disminuyeron de manera significativa y un cambio de diseño que resalte el nivel de segmentación tarifaria consignado en las facturas de los usuarios inscriptos en el RASE.

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Reporte de sustentabilidad de Genneia supera los estándares de 2021

Tras superar 10 años de grandes desafíos Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en el país, lanza su tercer reporte de sustentabilidad realizado, de conformidad con los Estándares del Global Reporting Initiative (GRI) y tomando en consideración los Sustainability Accounting Standards Board (SASB). El documento materializa el trabajo realizado durante 2022 y resume los indicadores de desempeño en materia ambiental, social y de gobernanza (ESG).

Dicho reporte se encuentra disponible para ser descargado en su sitio web y recorre los distintos hitos de la compañía, donde se resalta la historia de Genneia, las iniciativas llevadas adelante y las principales metas de cara al futuro. Como objetivo central, se estableció el 2030 como fecha target para proveer energía 100% renovable al SADI.
Asimismo, durante el 2022 la empresa reafirmó su gestión sustentable, adhiriéndose a los Principios del Pacto Global de las Naciones Unidas, incorporando buenas prácticas y un plan de acción, para seguir avanzando en dicha materia.

Por otro lado, se incluyeron nuevas secciones -Derechos Humanos, Cambio Climático y Biodiversidad- que la empresa abordó en mayor profundidad y se incorporó un podcast con episodios de distintas áreas de la compañía, como canal informativo para obtener un mayor alcance, difusión y hacer más inclusivo el acceso a los contenidos del reporte.
“Estamos muy contentos de presentar nuestro tercer Reporte de Sustentabilidad, a través del cual reflejamos los impactos positivos que generó la compañía en el último año, trabajando diariamente para mantener el compromiso con el medio ambiente, el acompañamiento a la comunidad, el cuidado de nuestro capital humano y la transparencia y rendición de cuentas hacia nuestros principales grupos de interés. De esta manera, fortalecemos los objetivos de la empresa, alineados a los mejores estándares internacionales y continuamos reforzando nuestro protagonismo en el sector energético.”, expresó Carolina Langan, Jefa de Sustentabilidad de Genneia.

A lo largo del tiempo, la compañía trabajó intensamente en obtener grandes resultados, superándose año tras año. Es así que, por primera vez, lograron realizar el reporte de conformidad con los estándares GRI, respondiendo a la totalidad de los indicadores y manteniéndose en un modelo de triple impacto basado en la transparencia, la integridad y la mejora continua.
La lucha contra el cambio climático, la transición energética, las finanzas sostenibles, la descarbonización de la industria, los bonos de carbono, la compensación de la huella de otras empresas, la reducción de las emisiones de GEI, el cuidado del medio ambiente, la agenda ESG y el liderazgo en todas las áreas del sector, marcan este nuevo reporte.

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Récord de producción de Petrobras

La producción de hidrocarburos de Brasil alcanzó el nivel más alto de la historia para un solo mes . En efecto, en julio se produjeron 4,482 millones de barriles equivalentes al día, la cifra más alta de la historia, según informó la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). La producción de petróleo aumentó un 18,6% interanual, hasta 3,51 millones de barriles diarios, mientras que la de gas natural creció un 13,6% interanual, hasta 154,08 millones de metros cúbicos diarios.

La producción total del presal en el mes consignado fue de 3,359 millones de barriles equivalentes por día, y correspondió al 74,9% de la producción de Brasil. La cantidad fue la mayor registrada por la agencia, con un aumento del 3,5% respecto al mes anterior y del 16,6% respecto al mismo mes de 2022.

La consultora Wood Mackenzie predijo que las compañías petroleras privadas de Brasil aumentarían la producción en un 75%, pasando de 1,221 millones de barriles por día (Mbpd) a 2,123 Mbpd en 2030.

Según WoodMac, petroleras internacionales como Shell Plc, Equinor ASA, TotalEnergies SE, Repsol Sinopec Brasil S.A. y Petrogal estarán entre las principales productoras gracias a su asociación con Perobras en el presal y los campos en desarrollo.

El offshore produjo 97,6% de crudo y el 85,8% del gas natural. Solamente Petrobras explotó el 88,47% de la producción total. La producción procedió de 6.424 pozos, 515 de los cuales en alta mar y 5.909 en tierra.

También se espera que la petrolera estatal aumente su producción a un ritmo impresionante, con un incremento previsto del 61%, de 2,15 Mbpd este año a 3,46 Mbpd en 2030. El año pasado, la compañía anunció que aumentaría sus inversiones para 2023-2027 en un 15%, hasta 78.000 millones de dólares, con respecto al gasto previsto para 2022-2026.

De los 78.000 millones de dólares previstos para CAPEX, el 83% (64.000 millones de dólares) se destinará a actividades de E&P, mientras que el 67% del presupuesto de CAPEX de E&P se destinará a actividades presalinas.

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El petróleo seguirá marcando la tendencia en materia energética

Hace casi setenta años que la British Petroleum difunde anualmente su Statistical Review of World Energy (SRWE) en la que se recogen las existencias, los flujos globales y la combustión de fósiles, además de datos sobre la generación de electricidad e incluso los precios de metales esenciales para la transición energética, como el cobalto y el litio.

En la actualidad, el análisis tiene un nuevo domicilio: el Energy Institute, una agrupación de profesionales del sector energético con sede en el Gran Bretaña, que se hizo cargo de la publicación de BP.

El informe siempre merece un análisis a fondo, hasta para los más versados analistas energéticos y climáticos.

El año pasado, el consumo global de energía primaria registró un récord histórico, con más de seiscientos exajulios, algo así como 5.686.903 ×1011. Esta cifra duplica el consumo global energético registrado en 1985, y cuadruplica el registrado en 1965, año en el que se inician los datos del Statistical Review.

Según el SRWE, se destaca el aumento la demanda energética en los países que no pertenecen a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), conocido como “el club de los países ricos”, es decir, China, India, Malasia, Medio Oriente, África y América latina.

Pese a que la demanda global de energía está aumentando, no lo hace entre los países con economías de renta alta y media casi todos miembros de la OCDE. Además, la exploración petrolera aumenta pero los volúmenes de los nuevos descubrimientos disminuye, lo que crea preocupación.

La demanda de energía primaria registró su nivel máximo hace quince años, en estos países, coincidiendo con el año en que la demanda del resto del planeta superó a la del conjunto de los países de la OCDE.

De hecho, desde 2007, la demanda en los países más ricos, ha descendido un 3,4% en términos absolutos, en tanto que en el resto del mundo ha aumentado casi sin parar durante ese mismo periodo.

En términos relativos, el papel de la OCDE en la demanda mundial de energía sigue disminuyendo a paso lento pero firme. En 2007, fue responsable de poco menos de la mitad del consumo total de energía; hoy, es menos del 39%.

La pregunta clave para el futuro es hasta cuánto puede disminuir esa demanda en el largo plazo y qué tan rápido los países que no pertenecen a la OCDE pueden alcanzar su propio pico récord de consumo.

Mientras los países más ricos reducen su porcentual de participación de la demanda energética, paralelamente, el Banco Mundial (BM), critica los subsidios que éstos destinan a los combustibles fósiles, agricultura y pesca, que -según el BM- superan los 7 billones de dólares en subsidios explícitos e implícitos, el equivalente al 8% del Producto Bruto mundial.

“Los subsidios explícitos, que son gastos directos de los gobiernos, en agricultura, pesca y combustibles fósiles suman alrededor de 1,25 billones de dólares, equivalente al tamaño de una economía grande como México. Los subsidios implícitos, que miden el impacto de los subsidios en las personas y el planeta, ascienden a más de 6 billones de dólares al año y recaen principalmente sobre los más pobres”, señala un informe del BM.

La demanda de energía de la OCDE alcanzó su máximo en 2007, y el mundo rico representa ahora menos del 40% del consumo mundial de energía primaria y no es ocioso señalar que en términos absolutos esa demanda podría aumentar, no obstante reducir su participación en términos porcentuales.

En contra del deseo y las aspiraciones de los ambientalistas, el petróleo continuará reinando y el carbón seguirá siendo el alfil, mientras que la gasolina podría adquirir un nuevo rol. La demanda mundial de combustibles fósiles también se encuentra en su punto más alto, y el carbón y el gas individualmente tienen una demanda récord. Y el petróleo es, en un aspecto, el rey de los combustibles fósiles: fue la energía fósil más consumida en 1965 y fue la más consumida casi 70 años después en 2022.

Desde 1965, el aumento en el consumo anual ha sido casi idéntico para el petróleo y el gas, con el carbón un 20% por detrás del petróleo. Pero si miramos desde 1974 (el comienzo de la primera crisis del petróleo), entonces el consumo de gas y carbón ha aumentado más que el consumo de petróleo.

Si se analiza desde 2001, el año de la adhesión de China a la Organización Mundial del Comercio, podrá apreciarse que en realidad el carbón es el rey, con un crecimiento superior al del gas y casi el doble del crecimiento del petróleo.

Finalmente, si medimos el aumento en el consumo de energía del petróleo, el carbón y el gas desde 2011 hasta el año pasado, el gas es el que más ha aumentado, seguido del petróleo (alrededor de dos tercios del aumento del gas) y luego el carbón (alrededor de un tercio).

Y la nave va

El gas natural ha fluido entre los mercados durante décadas, tanto a través de gasoductos como licuefaccionado. Los gasoductos impulsaron la mayor parte del comercio interregional de gas durante años, pero desde 2020, el GNL ha tomado la delantera en el volumen total de comercio interregional. Teniendo en cuenta la guerra en curso en Ucrania y la restricción a Rusia de sus exportaciones por gasoductos, además del aumento de las exportaciones de GNL de EE. UU., esta tendencia podría continuar en los próximos años.

A mediados de los ´60, las hidroeléctricas generaba el 95% de los electrones de emisión cero del mundo. A comienzos del siglo XXI, esa participación se había reducido al 47,2% y la energía nuclear la había superado por poco, generando el 48,6% del total.
Está claro que esos números no suman el 100%. En 2001, la generación combinada de energía eólica, solar, geotérmica, de biomasa y otras tecnologías de generación de energía de bajas emisiones representó el 4,2% del conjunto mundial de la generación eléctrica.

En 2020, la generación renovable no hidráulica superó a la nuclear; un año después, solo la generación eólica y solar superó a la nuclear. El año pasado, la energía hidroeléctrica generó 4.334 teravatios-hora, mientras que las energías renovables no hidroeléctricas generaron 4.204.

La energía nuclear se ha estancado (por ahora), y las renovables no hidráulicas pronto superarán a la hidroeléctrica como grupo de generación de energía.

El crecimiento interanual en la generación renovable no hidroeléctrica de 2021 a 2022 fue de más de 500 teravatios-hora, que es más que toda la electricidad que Francia usó el año pasado y muy cerca del consumo alemán.

Con una cantidad récord de energía solar que se instalará este año, ¿serán las energías renovables no hidroeléctricas una fuente de generación mayor a la hidroeléctrica?
Habrá que ver qué nos depara el futuro, pero algunos analistas sostienen que en el Tercer Mundo se encuentran los mayores potenciales hidroeléctricos y que en un 80% aún no están explotados. ¿Porqué? por oposición de los ambientalistas y por las restricciones crediticias del primer mundo.

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El biometano y la transición energética

Escribe Dr. Ing. Raúl Bertero FIUBA (Vicedecano) y CEARE (Presidente)

Por sus recursos naturales, desarrollo agro-industrial, sistema científico y espacios disponibles Argentina es uno de los países del mundo con mejores condiciones para aprovechar las oportunidades que presenta la Transición Energética.

La Fig. 1 muestra las principales regiones productivas y corredores logísticos de la transición energética, la descarbonización y el desarrollo industrial de Argentina.
En cuanto a los recursos podemos mencionar:

a) la región noroeste: con la minería asociada al litio, el cobre y los minerales estratégicos, para su industrialización posterior en baterías y autos eléctricos,

b) la región centro y litoral: con la actividad agropecuaria asociada a la producción de bioetanol, biometano, HVO y SAF,

c) la región oeste: con la cadena del gas natural de los yacimientos de shale-gas de Vaca Muerta y su exportación en forma de GNL y petroquímica, y d) la región patagónica con la cadena del hidrógeno asociada a la energía eólica, los electrolizadores, y la producción de hidrógeno verde, amoníaco, metanol e “e-fuels”.

Fig. 1 Principales regiones productivas y corredores logísticos de la transición energética,

la descarbonización y el desarrollo industrial de Argentina. Fuente: Elaboración propia

En cuanto a los principales corredores logísticos a desarrollar hay que mencionar:

a) la hidrovía, para el transporte de los recursos mineros con su industrialización primaria hasta la zona de producción y exportación de baterías y autos eléctricos;

b) los gasoductos desde Neuquén a Bahía Blanca, para la conversión del gas natural de Neuquén en productos petroquímicos y GNL y su posterior exportación desde el puerto de Bahía Blanca ampliado y modernizado; c) la línea de transmisión eléctrica patagónica para la utilización de la electricidad producida con generación eólica en los mayores centros de consumo de Buenos Aires y d) la construcción de nuevos polos hidrogeno-químicos y puertos patagónicos para la exportación de los productos de la cadena de hidrógeno.

Desde el punto de vista de la descarbonización de Argentina los dos elementos más significativos en el corto y mediano plazo son:

a) un incremento a gran escala de la generación eólica, especialmente en la Patagonia, y de la generación solar distribuida a nivel residencial, para reemplazar parcial y progresivamente a la generación térmica y

b) la utilización de los residuos de la producción agrícola, especialmente ganadera, para la producción de biometano y su conversión como bio-GNC en reemplazo local del diésel, permitiendo bajar las emisiones de GEI, no solo por la disminución del CO2 del combustible sino también por la del metano liberado a la atmósfera por los residuos agropecuarios.

Fig. 2 Proyectos de generación de electricidad adjudicados en el programa RENOVAR. Fuente: MINEM (2017)

En este trabajo nos vamos a referir a, tal vez, el menos conocido de los recursos disponibles en Argentina: el biometano.

Situación del biogás en Argentina

En el año 2015, el Congreso Nacional aprobó la ley 27,191, con el objetivo de promover la participación de las fuentes renovables en la matriz energética y alcanzar una proporción del 20% del total en el año 2025. Con este marco el poder ejecutivo inició un programa de subastas llamado Renov.Ar, donde proyectos renovables de diferentes tecnologías se presentaron a la licitación para la adjudicación de contratos de compra de potencia de largo plazo, conocidos como “Power Purchase Agreements” (PPA).

Tabla 1 Potencial de producción de biogás por año. Fuente: Elaboración propia

en base a datos de Hilbert, JA and Caratori. L. (2022)

En el caso del biogás, fueron seleccionados 29 proyectos por un total de 71.9 MW (15.1 MW de residuos municipales orgánicos), con un precio promedio de 156 USD/MWh. La mayoría de los proyectos se localizaron en las provincias de Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires (Fig. 2). De acuerdo con CAMMESA (2023), en abril del 2023 había un total de 29 plantas de biogás activas con una capacidad total de 66.5 MW. La mayoría de las plantas tienen una capacidad entre 0.6 y 2.8 MW. La más grande tiene una capacidad de 11.5 MW.

La utilización del biogás para la generación de electricidad tiene varias externalidades positivas (la disminución de los gases de efecto de invernadero GEI, la generación de empleo local, la inversión de pequeña escala, y la utilización del material que queda después de la digestión anaeróbica como fertilizante).

Fig. 3 Potencial de producción de biogás de “feedlots”, cerdos y tambos.

Ministerio de Agricultura, Ganadería y Pesca (2021 a, b and c).

Sin embargo, subsiste el problema de que el costo de generación es considerablemente más alto que el de cualquiera de las generaciones alternativas y requiere de un subsidio explícito (utilizado en Europa – “feed-in tariff”) o implícito (mediante subastas por tecnología con cupo como en Argentina). Actualmente en Europa el desarrollo del biogás ha derivado en la producción de biometano donde esta energía renovable enfrenta un mercado que le permite competir, directamente sin la necesidad de subsidios o mediante impuestos al carbono, con los precios de los combustibles fósiles.

Fig. 4 Distribución por provincia del potencial de producción de biogás de agricultura y ganadería (izquierda) y de residuos y aguas residuales en toneladas de petróleo equivalente (toe) por año. Fuente: Hilbert and Caratori (2022).

La evolución de biogás a biometano.
El caso europeo y la potencialidad de Argentina
El biogás producido en los biodigestores contiene entre un 70% y un 40% de metano y entre un 30% y un 60% de CO21 . El biometano, se obtiene por tratamiento del biogás para obtener un gas con un 97% a 98% de metano y es, por lo tanto, totalmente equivalente al gas natural. Puede ser comprimido para su conversión a bio-GNC o licuado para obtener bio-GNL.

Fig. 5 Producción combinada de biometano y biogás por país europeo en orden descendente, primeros 15 países (GWh).

Fuente: EBA (2022)

De acuerdo con EBA (2022)2 , el costo de producción del biometano en Europa es actualmente de unos 23 USD/MMBTU, a lo que habría que sumar, según la misma fuente, unos 3 USD/MMBTU para su licuefacción.
Es decir que el costo del bio-GNL resultante es aproximadamente igual al costo actual del gasoil (27 USD/MMBTU en el 2023 en Argentina) y, por lo tanto, competitivo con ese combustible en lugares alejados de la red de gas natural.

Fig. 6 Número total de nuevas plantas de biometano instaladas
en Europa por año, 2008-2022 y por país. Fuente: EBA (2022)

Es probable que, en Argentina, debido al costo prácticamente nulo del “feedstock” utilizado en el biodigestor (costo de unos 5 USD/MMBTU en Europa) y los menores costos operativos, el costo del bio-GNL se acerque a los 20 USD/MMBTU.
Por lo tanto, es posible imaginar una producción en forma de economía circular y ecológica en el campo argentino donde se utilicen los residuos de la producción agropecuaria para producir biometano como combustible para sus tractores y maquinarias a un precio competitivo con el gasoil. Incluso en esos lugares alejados de las redes de gas natural, las plantas de producción de biomentano se podrían convertir en una suerte de “estaciones de servicio” donde se comercialice el bio-GNC para el transporte local a costos inferiores al gasoil.

Fig. 7 Número total de nuevas plantas de biometano instaladas
en Europa por año, 2008-2022, por tipo de “feedstock”. Fuente: EBA (2022)

La producción del año 2022 de biogás para generación de electricidad en Argentina alcanzó un promedio anual de unos 0.72 MMm3/d, mientras que la producción de biometano es nula. Sin embargo, con su enorme desarrollo agrícola-ganadero, el potencial argentino es mucho mayor. Tres informes del Ministerio de Agricultura, Ganadería y Pesca (Ministerio de Agricultura, Ganadería y Pesca, 2021 a, b y c) estudiaron el potencial de biogás de “feedlots”, porcinos y tambos (Fig. 3). En base a estos estudios y otros adicionales sobre residuos, el potencial de producción de biogás de la agricultura y ganadería y de los residuos sólidos urbanos y aguas residuales fue estimado por Hilbert, JA and Caratori. L. (2022) como se indica en la Tabla 1.
El valor total obtenido de unos 8.8 MMm3/d de biogás, convertido a biometano es apenas inferior a todo el consumo del año 2022 de GNC del país. La distribución por provincia de este potencial se puede ver en la Fig. 4.

Fig. 8 Evolución posible del número de plantas de biogás en Argentina. Fuente: Elaboración propia.

La distribución del potencial de la agricultura y ganadería está relacionada con los datos de la Fig. 3, mientras que el potencial de producción de biogás de residuos sólidos y aguas residuales, está naturalmente concentrado en la provincia y la Ciudad de Buenos Aires, donde reside el 46% de la población del país de acuerdo con el último censo.
De acuerdo con la European Biogas Association (EBA), la producción combinada de biogás y biometano del año 2021 alcanzó los 50.4 mm3/d. Como referencia, esta producción equivale a todo el consumo de gas natural de Bélgica y el 4.5% del consumo de gas natural de la Unión Europea del año 2021 y la mitad del gas natural nacional inyectado en los gasoductos de Argentina en el último año.
Mientras que el crecimiento del biogás en Europa se ha detenido en la última década, la producción de biometano ha estado creciendo en forma constante. En el año 2021 se produjo el mayor crecimiento de la producción de biometano con valores adicionales de 1.7 MMm3/d en el año, representando una tasa de crecimiento del 20% y alcanzando una producción total de biometano de 9.6 MMm/d.

Fig. 9- Evolución posible de la producción de biogás en GWh/yr de energía térmica y MMm3/d de biogás.

Fuente: Elaboración propia

A fines del año 2021 existían en Europa unas 1,067 plantas de biometano, habiendo iniciado su producción 184 plantas ese año, convirtiendo así al año 2021 en el de mayor crecimiento hasta la fecha. Se espera que el año 2022 registre una tasa de crecimiento aún mayor considerando que hasta septiembre del 2022, 155 nuevas plantas de biometano ya habían iniciado su producción.
La Fig. 5 muestra la producción combinada de biogás y biometano de los 15 países con mayor producción de biometano de Europa expresada en GWh. Por su producción actual de biogás, Argentina ocuparía el puesto 14 en Europa, pero si desarrollara el potencial indicado en los párrafos precedentes se ubicaría en el cuarto lugar (solamente por detrás de Alemania, el Reino Unido e Italia y por delante de Francia).
Alemania ha liderado el desarrollo del biometano en Europa por casi una década (2008-2015) pero fue superado por Francia a partir del 2017 (Fig. 6). No menos de 151 nuevas plantas comenzaron su operación en Francia en el 2021 y más de 112 plantas adicionales iniciaron su operación hasta fines de septiembre de 2022. Más y más países han iniciado la producción de biometano en los años recientes. Actualmente hay plantas de biometano en 22 países de Europa. El principal desafío para Argentina es iniciar el desarrollo de plantas de biometano tan pronto como sea posible.

Fig. 2 Emisiones de GEI de la Argentina en el año 2018.
Fuente: Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la República Argentina (2022). Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático.

En cuanto al sustrato utilizado, mientras una gran parte de las plantas de biometano de Alemania funcionan en base a monocultivos, las plantas en los países que están liderando actualmente el crecimiento del sector lo hacen principalmente en base a residuos de la actividad agropecuaria y, en menor número, a partir de residuos sólidos orgánicos urbanos y aguas residuales (Fig. 7).

Más aún, se espera que los monocultivos utilizados en las plantas existentes sean reemplazados en el futuro por otro tipo de “feedstock” tal como la siembra secuencial sostenible.

Considerando el tamaño promedio de las plantas de biogás construidas en Argentina en los últimos años (780 m3/h de biogás o 42 GWh de energía térmica por año), para alcanzar los valores de la Tabla 1 serían necesarias unas 470 plantas con un volumen de digerido mayor a los 20,000 m3. Suponiendo que Argentina alcance ese potencial en el 2050, esto significa la construcción de 18 nuevas plantas por año o 730 GWh/año de energía térmica o 0.3 MMm3/d de biogás por año (Fig. 8). Asumiendo un incremento lineal de la generación de biogás, la evolución de la producción se muestra en la Fig. 9.

Las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI)

En relación con las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), en el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático3 se estima que las emisiones netas totales del año 2018 alcanzaron los 366 MtCO2e.

El 51% corresponde a la energía (incluyendo el transporte), el 39% a la Agricultura, Ganadería, Silvicultura y usos de la tierra, el 6% a procesos industriales y uso de productos y el 4% a residuos. Surge de lo anterior que la reducción de GEI en Argentina, se debería concentrar en la reducción de las emisiones producidas por el transporte y la generación de energía por un lado y los residuos de la ganadería y la deforestación por el otro.

La Argentina se comprometió en su Segunda NDC a no exceder la emisión neta de 359 MtCO2e en el año 2030, objetivo aplicable a todos los sectores de la economía (MAyDS, 2020)4 . Esta meta implicó una mejora de un 25,7 % con respecto a la presentada en la Primera NDC de 2016 (MAyDS, 2016)5 . En el 2021, el país actualizó su Contribución Nacional, reduciendo el umbral de emisiones a 349 MtCO2e para el año 2030.
Respecto de la reducción de GEI obtenida por la producción de biometano, de acuerdo con los valores presentados en este trabajo se obtendría una disminución de 1,36 MMtonCO2 por el reemplazo del gasoil y de 0.67 MMtonCO2e equivalentes por la utilización de los residuos al año 2030 (2.03 MMtonCO2 totales) y de 5.13 MMtonCO2 y 2.52 MMtonCO2e equivalentes respectivamente al año 2050 (7.65 MMtonCO2e totales).
Considerando que el compromiso de Argentina al 2030 es reducir las emisiones GEI de 366 MMtonCO2 a 349 MMtonCO2, el efecto de este desarrollo inicial del biometano no es despreciable, representando un 12% del compromiso total de nuestro país al 2030.

Conclusiones

En conclusión, la conversión del biogás a biometano y su utlización como reemplazo de los combustibles líquidos se presenta como una opción económicamente más conveniente que la utilización directa del biogás para la generación de electricidad, especialmente en zonas del país alejadas de los gasoductos donde podría desarrollarse sin necesidad de subsidios y según los principios de la economía circular.
Aún en las zonas cercanas a los gasoductos, el biometano puede ser inyectado a la red (probablemente con mejores precios y sin las restricciones técnicas del hidrógeno) a los efectos de la descarbonización de industrias que lo requieran por exigencias del mercado internacional o para su reputación como empresas “verdes”.

El costo extra de la inyección de biometano a la red en relación al gas natural lo pagaría esa industria, de tal forma que, con un sistema de certificación de Garantía de Origen del biometano, la industria podría seguir utilizando en sus procesos el gas natural de la red y demostrar el carácter renovable de su producción sin necesidad de costosas inversiones en su sistema de fabricación.

Por otra parte, muy probablemente el subproducto más importante de la producción de biomentano sea el mismo CO2, ya que constituye una de las pocas fuentes sustentables de carbono, para combinar con el hidrógeno verde y obtener “e-fuels” totalmente sustentables (metanol, SAF, y otros).

1 En este trabajo vamos a considerar que para los sustratos utilizados en nuestro país, 1 m3 de biogás permite obtener 0.60 m3 de biometano.
2 European Biogas Association, EBA (2022). “Statistical Report 2022”
3 Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la República Argentina. (2022). Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático.
4 Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación. (2020). Segunda Contribución Determinada a Nivel Nacional de la República Argentina. Disponible en: https:// www.argentina.gob.ar /sites/default/files/segunda_contribucion_nacional_final_ok.pdf
5 Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación. (2016). Primera Contribución Prevista y Determinada a Nivel Nacional. Disponible en: https:// www4.unfccc.int/sites/submissions/ INDC/Published%20Documents/Argentina/1/INDC%20Argentina.pdf

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El insodable triángulo electoral

El análisis de los resultados y de las propuestas se centran en la figura de Javier Milei, sorpresivo candidato que obtuvo casi el 30% de los votos válidos, superando las expectativas y dejando atrás a los contendientes más tradicionales. Esta victoria inesperada, destaca el desencanto de un electorado compuesto en su mayoría de trabajadores pobres que no perciben los beneficios de los trabajadores en blanco; jóvenes que se informan casi exclusivamente en las redes sociales.

No es la primera vez que los augures electorales se equivocan en sus predicciones, como tampoco es la primera vez que surge de las urnas un candidatos sorpresivo. Tampoco pudo preverse la baja participación del electorado, la más pobre desde 1983.
Lo que nadie esperaba, es que en las Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO), Javier Milei embolsara más del 30% de los votos válidos emitidos, 10% por encima de lo que calcularon la mayoría de las encuestas.

Repasemos: Milei con La Libertad Avanza, obtuvo el 30,04% (7.116.352), Juntos por el Cambio (JxC), muy por debajo de las expectativas, el 28,27% (6.698.029) y el peronismo encarnado en la Unión por la Patria (UxP) cosechó, por primera vez en su historia, un ajustado tercer puesto con el 27,27%, a tan sólo a 350 mil votos de JxC.
En cuanto a los candidatos mas votados individualmente Sergio Massa de UxP quedó en segundo lugar con el 21,4% y en tercer lugar Patricia Bullrich con el 16,98%
La abstención y el voto en blanco ocuparon el primer puesto en las generales con casi el 36% del padrón y suman 12,25 millones de votos, lo que configura un campo fértil desconocido para encuestadores y jefes de campaña.
A pesar de quedar primero, Milei también es el candidato que enfrenta la segunda tasa de rechazo más alta, por detrás de Cristina Kirchner.

Errores

Las causas de error más frecuentes en las encuestas, se relacionan con el diseño de la muestra y las altas tasas de omisión de respuesta, un fenómeno que se advierte no sólo en la Argentina sino en todo el mundo.

Los extractos de mayores ingresos, así como los más pobres, son los más difíciles de encuestar, a ellos se se suman los “desinteresados” en la política, grupo que elude contestar a las encuestas, lo que constituye un verdadero desafío para la encuestadora que sólo puede pronosticar en base a los datos concretos otorgados por quienes responden. El fenómeno de las redes no es nuevo.

En Tiktok, Wechat, Snapchat, Whatsapp y varias otras, transcurren las discusiones políticas de un público extremadamente joven y también desinteresado en los asuntos políticos, un universo dinámico e inaccesible para los mayores de 30. Hubo poca diferencia entre los tres candidatos y la pregunta que se impone es ¿de dónde salieron los votos de Javier Milei?.

Según un promedio deducido de las encuestas hechas públicas por los analistas más renombrados, en relación a las internas de 2019, JxC habría trasvasado a Milei —grosso modo— alrededor de 5,5 millones de votos. Por su parte el oficialismo habría hecho lo propio aportando 1,6 millones al melenudo candidato.

Una campaña como la que lleva adelante Javier Milei con elementos de Bolsonaro, Podemos, Vox, Hermanos de Italia (Georgia Meloni) y Donald Trump podrían convertir a Milei en presidente en la primera Vuelta.

Nadie recuerda que el corralito, el congelamiento de tarifas y la duplicación de la inflación del 24 al 50%, corrieron por primero por cuenta de Mauricio Macri pero tienen muy presente que Alberto Fernández podría triplicarla.

Es de subrayarse que entre el tercero (Massa) y el primero (Milei) hay sólo dos puntos de diferencia. Por lo que a priori, es posible pensar que cualquiera de los tres candidatos podría resultar ganador.

Hay una teoría maquiavélica circulando hace rato: Milei sería una construcción política del kirchnerismo financiado por el empresario Eduardo Eurnekián con el objetivo de partir a JxC y según dicen —y de ser cierto—, el objetivo estaría cumplido y sería hora de desarmar al Frankenstein.

Causas

El empeoramiento en la distribución del ingreso, el desplome del poder adquisitivo del salario la inflación y la inseguridad, serían a priori y en ese orden, las causas del fenómeno Milei. Nótese que la desocupación no se encuentra entre las principales causas de la derrota oficialista.

Ratas de la casta parasitaria que sólo piensa en enriquecerse”, en esos términos se refiere Milei a la clase política que él integra. Para Milei –y unos pocos que coinciden con Von Hayek, Mises y Fridman– el Estado sólo debe dedicarse a la seguridad y a la justicia; la salud pública y la educación quedan excluidas de las políticas públicas y la venta de órganos debería ser un negocio entre privados.

Los “malditos zurdos” son quienes mataron a millones de personas durante el siglo XX y según él, el peronismo y en particular el kirchnerismo son la desgracia de la Argentina. Milei arroja sus granadas ideológicas en las redes y tras el estallido aparece con su ambulancia cargada de soluciones mágicas a los problemas grandes de la economía y a los chicos y cotidianos de la gente.

El voto Milei es un voto emocional, en su mayoría votantes que están en situación más precaria y sólo una minoría posee las herramientas intelectuales para interpretar adecuadamente las zigzagueantes propuestas e ideas anarco capitalistas que propone Javier Milei. Por estas razones el insondable electorado de Milei no permite conocer si el 30% de sufragios alcanzados es un techo o un piso.

Chances del ministro candidato

Las opiniones se dividen entre quienes creen que Massa ya no tiene chances, por tener en sus manos la política económica y permanecer impotente frente a la inflación y los que sostienen que la diferencia que lo separa del primero es fácilmente alcanzable.

Afirman que entre la alta cantidad de votantes que se abstuvieron, los votantes de los partidos que no entraron en las generales por no alcanzar el piso del 1,5% (Moreno, Cuneo, etc. 700.000 de partidos que no llegaron al 1,5%, (Moreno, Cuneo etc) el voto en blanco y los radicales en fuga de JxC de Horacio Rodríguez Larreta está la diferencia para ganar en segunda vuelta. No está claro qué porcentajes de esos retazos podría sumar Sergio Massa.

Por su parte, Patricia Bullrich asume un vacilante para intentar retener los votos radicales de Horacio Rodríguez Larreta, lo que la lleva al incómodo terreno de la moderación donde deberá discutir cuestiones económicas para impedir que Milei aumente su caudal electoral en base a mágicas y agresivas promesas.

Propuestas de Massa

Nadie como Sergio Massa puede sentir por estos días el efecto hecatombe que tiene una devaluación sobre el poder adquisitivo de los ingresos populares.
Por esa razón postergó la devaluación impuesta por el FMI para después de las PASO. Según sus propias declaraciones, el FMI reclamó una devaluación del 100% y que luego bajó su pretensión al 60% y por último aceptó el 20% con el desembolso de los US$ 7.500 millones.

Es en este “detalle” donde puede advertirse que el próximo presidente tendrá un muy estrecho margen de maniobra con el FMI en esta campaña pesará esa certeza.
Muy lejos quedaron las dificultades de la pandemia, la sequía histórica y la construcción en ocho meses del Gasoducto Presidente Nestor Kirchner. Además de la extenuante pulseada con el FMI, la lucha contra la inflación y la escasez de moneda dura, no parecen haber –por el momento— más datos sobre los planes de la coalición en caso de revalidar la titularidad del Poder Ejecutivo.

El equipo de Sergio Massa es ampliamente conocido: Flavia Royón, Agustín Gerez, Walter Martello, C. Garibotti y María Fernanda Ávila. Está por verse el rol que jugarán otros funcionarios como Federico Bernal y Federico Basualdo, cristinistas puros.
Las propuestas son las que se llevan a cabo actualmente: hay una fuerte voluntad de reducir los subsidios, segmentando a los usuarios residenciales y también de continuar con el Plan Gas para todas las cuencas productivas con gas incremental y precio diferencial.

Mantener la soberanía energética, con amplia participación del estado estimulando tarifas. No obstante haciendo un esfuerzo para permitir las exportaciones de gas (Ley de GNL). Funcionarios de energía esperan una fuerte reducción de las importaciones de GNL por los aportes del gasoducto GNPK en sus dos tramos, una mejora en los números de la balanza comercial por mejores cosechas. En materia de energías renovables, proponen nuevas rondas Renov Ar y financiamiento mixto para generación y obras de transmisión. Proponen también incentivos al hidrógeno, aunque esta propuesta está en pañales por las altas inversiones que requiere.

Desacople con el mercado internacional del precio de las naftas via pricing, es decir rentable para la empresa y atractivos para el público, con regulación del ICL e IDC
Impulso claro a las exportaciones de gas natural, en particular GNL, priorizando el abastecimiento interno con previsibilidad para los inversores (Ley Petronas).

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En plena campaña, Sergio Massa lanzó un programa de US$ 770 millones de dólares para prefinanciación de exportaciones donde US$ 550 millones los aporta el BNA y US$ 220 millones El BICE.

Las medidas de Massa llegaron como un alivio a los distintos sectores involucrados.
Retención 0% para economías regionales con valor agregado industrial como el vino, mosto, arroz, tabaco, forestal, cáscara de citrus, entre otras. Además, un nuevo programa de siembra de trigo y maíz con entrega de hasta 5 TN de fertilizantes para productores en emergencia agropecuaria a partir de un convenio con @ypfagro y la continuación del programa “Puente al Empleo” para el sector agropecuario, que transforma los planes sociales en empleo registrado para quienes tomen trabajo en el sector rural.

Aumento de las jubilaciones mínimas además de sumas fijas para trabajadores, donde el aumento de la jubilación superaría levemente la inflación anual, además de otorgar créditos a tasas subsidiada, beneficios a los monotributistas, a los usuarios de la tarjeta alimentar préstamos a tasas subsidiadas para trabajadores en blanco.

La parte del león

Las propuestas de Javier Milei están en línea –al menos ideológicamente hablando– con el liberalismo tradicional argentino, pero teñido de un lenguaje beligerante moderado a medida que se acerca a la punta y por momentos, zigzagueante.

El ex ministro de Economía Domingo Cavallo y Patricia Bullrich junto a Mauricio Macri señalaron su simpatía y afinidad con Javier Milei “Milei es un fenómeno interesante”, dijo Bullrich, “lo veo muy bien”, acotó Cavallo y Macri por su parte señaló: “Comparto sus ideas”. Tales declaraciones complican a Patricia Bullrich que necesita diferenciarse del economista minarquista-anarcocapitalista como él mismo se define.

Una lectura rápida al Plan económico de Javier Milei, nuestra una reforma del Estado, semejante en sus intenciones a al de varios antecesores y en cierta forma, es bastante similar a las propuestas no escritas de Juntos por el Cambio.

Según Milei, la Argentina no crece hace décadas. “El modelo económico implementado por los políticos durante los últimos cien años es un modelo colectivista que pretende centralizar todas las decisiones económicas de los individuos en las manos de unos burócratas que casualmente terminan todos millonarios.”

Para Milei, el Estado argentino es la principal causa del empobrecimiento de los argentinos, el estado se entromete en cada aspecto de la vida de los individuos, por lo que buscará reducir el Poder Ejecutivo a nueve Ministerios: Economía, Justicia, Interior, Seguridad, Defensa, Relaciones Exteriores, Infraestructura y Ministerio de Capital Humano. Además prevé la reducción de todos los gastos que considera superfluos, desde empleados hasta gastos de administración. Además de la reducción drástica del gasto público, luego del reordenamiento general del Estado, pretende reducir el 15 % del PBI el Gasto Público Nacional (GPN). Cabe señalar que actualmente el GPN ronda el 25%.

Proyecta también, una reducción del 90 % de los impuestos actuales que sólo tienen un impacto de alrededor de 2 % del PBI en términos de recaudación “pero entorpecen el funcionamiento de la economía.” El plan incluye una desregulación laboral y reforma que tomará como modelo el sector de la construcción, con un esquema de seguros de desempleos con mayor profundidad financiera.

Reforma monetaria

Además de las reformas señaladas, Milei continúa con la propuesta de eliminación del Banco Central para terminar con la inflación. Según Milei, “los políticos argentinos han demostrado que si tienen la posibilidad de emitir pesos para financiar sus gastos exorbitantes lo harán”. Por lo que considera que para terminar con la inflación hay que eliminar al Banco Central como agente de emisión monetaria.
Desarrollaremos planes alternativos para rescatar los pasivos y que luego de la eliminación del Banco Central los argentinos podrán comerciar en la moneda que prefieran. De esta manera se acaba la inflación para siempre en Argentina”.

Reforma energética y subsidios

La energía es el motor indispensable para el crecimiento económico” señala el Plan Milei donde afirma que el sistema energético actual se encuentra “desinvertido, desfinanciado, ineficiente y con riesgos de colapso”.

En materia de subsidios tampoco es novedosa la propuesta de Javier Milei: migrar hacia un esquema de subsidio a la demanda para aquellas familias argentinas que lo requieran.

En su “Plan”, Milei afirma que “los subsidios a la oferta (a las empresas) distorsionan la señal de precios que el mercado necesita para realizar el cálculo económico necesario para invertir, crecer y lograr un sistema energético eficiente”, por lo que en caso de ser electo, procederá a eliminar los subsidios económicos recalibrando la ecuación económica financiera de los contratos para bajar el costo de las empresas e implementar esquemas tarifarios “realistas” que debido a la baja de costo luego de la recalibración de los contratos no afectaran directamente el bolsillo de los argentinos.

Poner en el papel un plan de esta naturaleza, es cuanto mínimo imprudente: cabe recordar que entre 2015 y 2019, Mauricio Macri aumentó las tarifas del servicio eléctrico alrededor del 5.000% y el gas un 1.900%. En 2019 debió congelar las tarifas, reimplantar el corralito lo que sumado al malestar social por el ajuste tarifario derivó en una derrota electoral. No obstante los electores de Milei parecen centrarse más en la forma que en el fondo de su discurso.

El equipo

Los referentes conocidos para el sector energético de Javier Milei son Raúl Parisi, director del Comité de Asuntos Energéticos y Eduardo Rodríguez Chirillo, colaborador del ex secretario de Energía, Carlos Bastos, durante el primer gobierno de Carlos Menem. Reside en España y fue contratado por el partido de la Libertad Avanza para ofrecer un programa de política energética.

Chirillo dijo que se respetarán los contratos del plan Gas, el programa de incentivos a la producción gasífera, y que se buscará retirar los subsidios al precio de las tarifas de manera gradual. Piensa que “Los subsidios al precio de la energía atentan contra el uso responsable y ahorro de la energía”.

Propone también un “fast track” para las exportaciones de gas y petróleo. Si bien Milei pretende un estado microscópico, su asesor en materia energética Según Chirillo, los aumentos del precio interno de los hidrocarburos deben reducir la brecha con el precio export parity con eliminación del Impuesto sobre los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) y la creación de un fondo de estabilización para evitar la volatilidad de precios de los combustible. En este sentido, con distintos nombres o gobiernos, se ha mantenido un precio diferencial del crudo en el mercado interno.
No obstante buscará una transición con medidas que permitan estabilizar la macroeconomía con un sendero de precios.

En este punto es preciso comentar que ningún sector se opone a esta medida donde se requiere un estado con cierta fuerza política y técnica para llevar adelante esa “injerencia” en el mercado. Propone también, eliminar derechos de exportación y aranceles de importación en crudo y combustibles.

LLA permitiría también la celebración de contratos de exportaciones a término de mediano plazo en crudo y combustibles. Pero no se escuchó nada sobre las exportaciones de gas (la ley del GNL está cerca de sancionarse), que se descuenta estará en la misma línea.

La regularización del mercado interno mediante contratos de mediano plazo entre productores y refinerías no integradas, neutralizando su derecho a bloquear las exportaciones. Esto podría ser una mala noticia para las refinadoras no integradas.
Cabe recordar que en materia hidrocarburífera, Javier Milei tiene una estrecha relación con la Corporación América, que controla la Compañía General de Combustibles (CGC), cuyo presidente es Hugo Eurnekián, de fluidas relaciones con el gobierno de Alberto Fernández.

Malas noticias para los ecologistas: en materia de energías de fuente renovable, Milei da la nota: tendrán nulo apoyo las renovables porque descree del clantemiento global y del cambio climático.

Servicios de energía

Otro de los aspectos que señala el “Plan Milei” es la reformulación de los entes reguladores. Al respecto es preciso señalar algunas cuestiones importantes. En primer término, es necesario un organismo de control separado de los servicios públicos de gas y electricidad, por su especialidad técnica y por su complejo Marco Regulatorio. Ambos servicios privatizados tienen cada uno una ley específica y que muchos de los términos contenidos en esas leyes y el marco regulatorio, integran los contratos de licencia y concesión tanto en el servicio eléctrico como el gasífero.

El modelo de control regulatorio de gas y electricidad fue una innovación técnico jurídica en el derecho administrativo argentino, tomado del derecho inglés desarrollado en los `80.
Cada uno de esos reguladores se financia, según la Ley, con una tasa de fiscalización y control determinada por la ley que es anterior a la privatización de dichos servicios, y no constituye un “impuesto” propiamente dicho.

Tanto ENRE como ENARGAS son organismos técnicamente y operativamente maduros, que han sabido sortear airosamente los constantes desafíos que presentan las “emergencias” económicas y tarifarias. Recordemos además, que el Artículo 42 de la Constitución Nacional señala que “las autoridades proveerán… a la defensa de la competencia contra toda forma de distorsión de los mercados, al control de los monopolios naturales y legales, al de la calidad y eficiencia de los servicios públicos, y a la constitución de asociaciones de consumidores y de usuarios.”

El espíritu y la estructura de la ley indica, justamente, que los reguladores deben sustraerse a la interferencia política en la toma de decisiones técnicas, es decir en línea con las propuestas de Milei.

El Plan Milei señala que en materia de infraestructura –uno de los temas más sensibles para el sector energético– promoverá la ampliación de la infraestructura de transporte de los sistemas de electricidad, gas natural y crudo mediante mecanismos de declaración de interés público (que ya lo son) y la convocatoria al sector privado mediante contratos de Construcción Operación y Mantenimiento. Punto este controvertido porque debería haber un giro copernicano en materia económica –como propone Milei—y también en el “clima de negocios”.

Según el Plan, la “Argentina es un país totalmente descapitalizado y sin inversiones. Tenemos recursos naturales subexplotados porque el marco jurídico no garantiza la seguridad que las empresas requieren para invertir y desarrollarse.
Señala no si buena parte de razón que “Tenemos un historial de incumplimiento de contratos que hace que las empresas no quieran invertir su capital en nuestro país.

Para ello vamos a promover un régimen de inversiones con foco en minería, hidrocarburos, energías renovables, forestal, etc. Las elecciones están cerca, veremos hasta dónde llega Javier Milei o si el electorado retoma el camino de Juntos por el Cambio o si en el último instante, en el último tramo no se torma conservador y reelige a un Massa que aún no ha podido mostrar dotes de estadista.

Juntos por el Cambio

En Juntos por el Cambio, los referentes visibles son Javier Iguacel, ex Ministro y Secretario de Energía y el también ex secretario de Energía, Emilio Apud y Marcos Pourteau.

Las propuestas de JxC son conocidas y ya fueron aplicadas en el período 2015/2019: tarifas que cubran el 100 % los costos económicos de la energía. Retenciones cero para los hidrocarburos, aunque podrían mantenerse para continuar con el aumento real de la energía de forma rápida, contemplando una taifa social para los sectores de menores ingresos.

No está claro si será una política de shock, con el acelerador a fondo o en función de la experiencia adquirida se hará con cautela, manteniendo el equilibiro macroeconómico. En materia de naftas acople de precios export parity con mantenimiento del ICL y un fondo de estabilización.

En materia de gas, mantendrían hasta 2028, con liberación a partir de esa fecha y tender al export parity y renegociación de los contratos con las distribuidoras de gas por redes.

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YPFB ejecuta un plan de reactivación por la fuerte declinación del gas

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) trabaja en la ejecución de su Plan de Reactivación del Upstream (PRU) que comprende 42 proyectos de exploración en zonas tradicionales y no tradicionales, en la perspectiva de revertir la declinación de los megacampos de gas, dijo el presidente ejecutivo de YPFB, Armin Dorgathen Tapia.

“Evidentemente la declinación de gas es una declinación fuerte que viene desde el 2014 (de 59 a 37 millones de metros cúbicos día), las palabras del presidente (Luis Arce Catacora) fueron claras: la producción está bajando, pero nuestro gobierno está trabajando en revertir esta situación”.

Este agotamiento de las reservas perjudica al norte de la Argentina como al Brasil, sobre todo porque aún no podrá llegar el gas de Vaca Muerta.

El presidente de Energía Argentina S.A. (Enarsa), Agustín Gerez, dijo que YPFB propuso firmar un “contrato interrumpible”, lo que significaría que sólo enviará gas cuando lo tenga.

“Hoy por hoy, estamos en un escenario en el que YPFB nos ha notificado que quiere firmar un contrato interrumpible. Esto significa: ‘Te mando gas, si tengo gas; y si no tengo, no te lo mando’. Eso pone en riesgo todo el abastecimiento del norte argentino”, dijo Gerez, según difundió el medio argentino Urgente24.

Dorgathen destacó que la estatal petrolera trabaja en función a su plan de exploración, “Tenemos un plan para revertirla, que es la directriz de nuestro presidente Luis Arce, hay que revertir esta curva de producción de gas natural y es eso lo que estamos haciendo, a través de un arduo trabajo de ejecución de proyectos”.

Respecto a la producción de líquidos, el ejecutivo de la estatal petrolera dijo que se registraron resultados positivos. “Hemos tenido éxitos muy interesantes y el cambio en la tendencia de líquidos ya lo hemos logrado, el aumento en la reserva de líquidos también es un hito importante que hemos alcanzado”.

El plan

La estatal petrolera ejecuta el PRU desde el 2021 con resultados positivos. Están en ejecución una cartera de 42 proyectos, de los cuales varios ya fueron ejecutados y otros que se encuentran en ejecución, en aprobación y en elaboración. Entre el 2014 y 2015, no se registraron proyectos exploratorios, el 2020 fue un año muerto, pues no se perforaron ni se aprobaron planes.

Los resultados son tangibles: “Yope-X1, Yarará-X1, Yarará-X2, que fueron proyectos positivos. Tenemos Churumas-X2, donde hicimos las pruebas y tenemos alrededor de 9 millones de pies cúbicos día (MMpcd) de producción; otro proyecto positivo fue el Remanso-X1, y a partir de esto ya estamos planificando la perforación horizontal de un segundo pozo, para comenzar a drenar una reserva bastante importante estimada en 0,7 trillones de pies cúbicos (TCF)”, subrayó el ejecutivo de la estatal petrolera.

Entre los proyectos tanto en zonas tradicionales como no tradicionales que están en plena ejecución figuran: Astillero-X1, Mayaya Centro-X1; y en construcción de camino y planchada para perforarse en los siguientes meses Bermejo-X46, Villa Montes-X7, Iñau-X3D, Yapucaiti-X1, Charagua-X1.

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Curso Multidisciplinario en Eficiencia Energética para Industrias y Pymes en el CEARE

El avance de la eficiencia energética en la Industria en la región latinoamericana y la escasa oferta de formación académica en la temática, nos convoca desde el Centro de Estudios de la Actividad Académica (CEARE) a proponer esta especialización con mirada integral en tecnología, nuevas economías, y foco en aspectos regulatorios y desarrollo de políticas adecuadas en un nuevo concepto del modelo de producción y servicios.

Este curso está orientado a profesionales, técnicos, gestores y decisores del ámbito público y privado, brindará herramientas concretas y prácticas para abordar estrategias integrales de eficiencia energética. El contenido de esta capacitación aborda temas tecnológicos, modelos de negocio, políticas, regulaciones y normativas.

El modelo del curso incluye además la participación de invitados expertos, que nutren de experiencias los encuentros en directo, permitiendo tener intercambios de alto valor agregado con quienes hoy ya están haciendo posible la eficiencia energética en la Industria y en los servicios.

Comienza el 27 de septiembre y la modalidad será a distancia con encuentros sincrónicos y material -asincrónico.

– Duración: 30 horas.

– Certificado digital de aprobación oficial de la Universidad de Buenos Aires.

Profesores: Claudio Carpio, José Luis Ferrer Larrégola, Gabriela Casabianca y Gabriela Oberlander.

Nos acompañan como Sponsors Oficiales: Aeropuertos Argentina 2000 y Agencia de Protección Ambiental del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires

Más información en https://ceare.org/eficienciaenergetica.php.

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Naturgy inició nuevo ciclo de “Energía del Sabor” en Malvinas Argentinas

En el marco del programa “Energía del Sabor” de Naturgy, dio inicio un nuevo curso en el Centro Municipal de Estudios de Malvinas Argentinas  (@munimalvinas)Provincia de Buenos Aires, cuyo eje principal es la capacitación en el oficio gastronómico con salida laboral, con énfasis en la formación de microemprendedores en el rubro.

Esta instrucción sobre “Cocina circular, diversa y sustentable. Alimentación saludable a través de los panificados”, se lleva adelante junto al equipo de Fundación Global (@fundacionglobalarg) y está destinado a vecinos del municipio.

Bettina Llapur, directora de comunicación de Naturgy, destacó que “esta capacitación desarrollada con el municipio de Malvinas Argentinas y la Fundación Global, nos permite brindar herramientas para aprender el oficio gastronómico, ya sea para buscar una salida laboral o bien para iniciar un emprendimiento propio. Hoy la gastronomía tiene alta demanda laboral y la especialización en el rubro es muy buscada. Todo lo que se realice en materia de formación para generar habilidades en las personas promueve el crecimiento y desarrollo de la sociedad y las empresas colaboramos y acompañamos en ese camino. Estamos contentos de ayudar a muchos jóvenes en su desarrollo laboral”.

Por su parte, Agustina Quiroga, directora provincial de Relaciones con la Comunidad (@provinciaba), sostuvo que “trabajamos para aunar esfuerzos entre el sector privado, el sector público y las organizaciones de la sociedad civil. Creemos que es la mejor manera de realizar una tarea que pueda ser sostenida en el tiempo y desde una perspectiva comunitaria. Realizar este tipo de articulaciones, y ésta específicamente entre Provincia de Buenos Aires, la empresa Naturgy, Fundación Global y el municipio de Malvinas Argentinas, no sólo permite que muchos/as bonaerenses se capaciten, sino también que se fortalece la trama un social donde cada uno hace su aporte a la ampliación de derechos”.

Con esta capacitación se busca empoderar prioritariamente a las mujeres de la zona. Este ciclo, compuesto por 3 talleres, está enfocado en el aprendizaje de conocimientos sobre alimentación saludable, así como también dar cuenta de su vínculo con un mercado circular, sustentable, participativo e integrador, que complementará la colaboración entre las participantes y nutrirá sus prácticas alimenticias dentro de sus familias, comunidad y potenciales circuitos laborales locales.

Desde el inicio del programa en 2016, más de 500 jóvenes bonaerenses se han instruido en el oficio gastronómico gracias a nuestro programa Energía del Sabor, que tiene como objetivos facilitar el desarrollo profesional de jóvenes con dificultades de acceso al mercado laboral, brindando una capacitación en el oficio gastronómico, que les facilite una inserción laboral o la creación de un microemprendimiento.

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

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

Facebook: https://www.facebook.com/NaturgyArgentina/

YouTube: https://www.youtube.com/c/NaturgyArgentina

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Con grandes expectativas, presentaron AOG EXPO 2023

Se presentó de manera oficial la XIV Exposición Internacional del Petróleo y del Gas, que tendrá lugar del 11 al 14 de septiembre de 2023 en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires. El encuentro, que tuvo lugar en la sede del IAPG, estuvo a cargo del Presidente del IAPG, Ing. Ernesto López Anadón, junto a las autoridades del 7° Congreso Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Ambiente en la Industria del Petróleo y del Gas, y los realizadores del evento.
 
 La industria de los hidrocarburos se reúne en esta nueva edición de la Argentina Oil & Gas Expo 2023, un encuentro en el que se darán a conocer todas las novedades del mercado de los hidrocarburos con actividades especialmente dirigidas al sector, los profesionales y los jóvenes. Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada por Messe Frankfurt Argentina, la exposición abre sus puertas a partir del lunes 11 de septiembre, con más de 330 expositores, un marco ideal para concretar negocios y vincularse con los principales exponentes del sector.
 
En este sentido, el Presidente del IAPG, Ing. Ernesto A. López Anadón, expresó: “A pesar de los vaivenes de la economía, la industria siempre está presente. Hoy en día ha aumentado la producción, sobre todo en lo que es gas, a través de la actividad en Vaca Muerta. Lo que mostramos en la exposición es el futuro que tiene la industria y la cadena de valor del país”. Y agregó: “Somos el primer sector que está trabajando con una línea base sobre el rol de género, la diversidad y la inclusión en las empresas”, añadió Anadón.
 
Además, el Presidente del IAPG destacó la relevancia de “generar un activo de bajas emisiones, con acciones como el empleo de energías renovables para la extracción y procesamiento del crudo con emisión cero”. Esta problemática será abordada durante el workshop “Gerenciamiento del Carbono”, a realizarse el lunes 11 a las 8 h., en AOG Expo 2023.
 El mismo día, tendrá lugar la 7a edición de JOG, la Jornada de JÓVENES OIL & GAS, planificada, organizada y realizada por los nuevos integrantes de la industria del petróleo y del gas, para sus pares. En su edición anterior convocó a más de 320 jóvenes del sector y este año se espera superar la participación.

En el marco de la exposición, también tendrá lugar el 5° Congreso Latinoamericano y 7° Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Ambiente en la Industria del Petróleo y del Gas. Víctor Coluccio, quien preside el Comité Organizador del congreso, indicó: “Tuvimos un récord en presentación de trabajos, con más de 90 trabajos técnicos. Esto es muy bueno para el Congreso. Junto al equipo seleccionamos 21 trabajos que abordan los temas de salud, unidad, ambiente y sustentabilidad”.
 
En tanto, del martes 12 al jueves 14 de septiembre se desarrollará el Encuentro con los CEOs, el ciclo de conferencias que reúne a los líderes de las principales empresas protagonistas de la industria. Y se realizarán las Rondas de Negocios Internacionales, el espacio ideal para conectar a potenciales compradores extranjeros con productores argentinos de la industria del petróleo y del gas en condiciones de exportar. A través de este espacio, en la anterior edición, se generaron 960 reuniones con firmas provenientes de Bolivia, Colombia, México y Perú.
 
Argentina Oil & Gas Expo, la Exposición Internacional del Petróleo y del Gas, se desarrollará del 11 al 14 de septiembre de 2023 en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires, Argentina.

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GPNK I: Crédito del BCIE por U$S 185 M para compresores. Licitaciones por reversión del GN, y caños del GPNK II

El Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) aprobó un crédito de 185 millones de dólares que permitirá ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, inaugurado el mes pasado en su Etapa I (Tratayen-Salliqueló).

Las obras, que serán financiadas mediante el crédito del BCIE, consisten en la construcción y provisión de 4 turbocompresores en la traza del gasoducto: dos adicionales a las de Tratayén y Salliqueló y dos nuevas a la altura de Chacharramendi, lo que incrementará la capacidad de transporte en 9,5 millones de metros cúbicos por día.

El total de la inversión en este proyecto es de 200 millones de dólares, y debería estar concluído antes del invierno 2024.

El préstamo fue gestionado en forma conjunta entre Energía Argentina y la Secretaría de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales, del Ministerio de Economía, a cargo de Marco Lavagna.

El presidente de Energía Argentina, Agustín Gerez, destacó que “este préstamo constituye un fuerte respaldo al programa de ampliación de gasoductos que estamos llevando adelante y demuestra que con planificación, esfuerzo y compromiso los argentinos podemos encarar obras fundamentales para poner en valor nuestro gas de Vaca Muerta”.

Remarcó que “con estas obras seguimos avanzando a paso firme para lograr la anhelada soberanía energética”.

“Estas plantas compresoras son necesarias para abastecer la segunda etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kircher, entre Salliqueló y San Jerónimo, que nos permitirá cambiar definitivamente la matriz energética y productiva de nuestro país”, completó el funcionario.

Cabe destacar que el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner inyecta hoy a la red troncal hasta 11 millones de metros cúbicos por día: cuando concluyan las plantas compresoras de Tratayén y Salliqueló -que se encuentran en construcción- alcanzará los 21 millones de metros cúbicos por día. Con las obras que financia el BCIE ese volumen llegará a 30 millones de metros cúbicos por día.

Con respecto a la construcción del GPNK Etapa II (Salliqueló-San Jerónimo) , tras la visita a Brasil del ministro de Economía, Sergio Massa, y sus reuniones con el presidente Luiz Inacio Da Silva y el ministro de Hacienda, Fernando Haddad, se confirmó que el BNDS aportará parte del financiamiento.

Al respecto, se estima que en el curso de setiembre podrá lanzarse la licitación para la provisión de los caños para el ducto.

En cuanto a la reversión del Gasoducto Norte, Enarsa ya publicó los pliegos del proyecto (obra y materiales). La apertura de sobres esta prevista para el 29 de setiembre (licitacion internacional).

En cuanto al financiamiento, la CAF aportará 540 millones de dólares, y el resto hasta completar los 710 millones del costo total calculado lo aportará Cammesa.

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Reparación exitosa y reingreso de Atucha II. Vuelve a entregar energía al sistema

La Central Nuclear Atucha II retornó a servicio el lunes 28 de agosto y volvió a entregar energía a la red eléctrica nacional, tras finalizar con éxito su proceso de reparación, informó la Secretaría de Energía.

La intervención en el interior del reactor se llevó a cabo utilizando herramientas y procedimientos de ingeniería diseñados y fabricados íntegramente en el país, un hecho posible gracias a las capacidades de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), operadora de la central, y el apoyo de la Secretaría de Energía, la CNEA, el sector nuclear argentino y proveedores nacionales.

La solución implementada por Nucleoeléctrica Argentina permitió reparar la central en tan solo diez meses, a diferencia de las recomendaciones del diseñador, cuya estimación era de más de cuatro años. De esta manera, la experiencia adquirida por la operadora en esta reparación permitirá al país exportar conocimiento y herramientas para el uso en otras centrales nucleares del mundo, se destacó.

Activada en 2014, la Central Atucha II es la tercera Central Nuclear de la Argentina, es del tipo PHWR, Reactor Moderado y Refrigerado por Agua Pesada (D2O). Tiene una potencia eléctrica de 743,1 MW y potencia térmica de 2.161 MW.

DETECCION DEL DESPERFECTO

Durante las inspecciones de rutina realizadas en el mes de octubre del 2022 en el reactor de Atucha II, personal de la empresa detectó que uno de los cuatro separadores internos del reactor se había desprendido y desplazado de su lugar de diseño, situación que requiere una intervención directa para su reparación.

Luego de detectar la falla, se creó un equipo interdisciplinario con personal de la empresa, y mediante estudios mecánicos, hidráulicos y el análisis documental, se realizó un diagnóstico de la situación. Como resultado de este proceso, se decidió realizar la extracción del separador y se comenzó a trabajar en el uso de métodos de ingeniería de última generación para la implementación de herramientas robóticas y tecnológicas que permitan optimizar los tiempos de reparación.

Desde la identificación del desperfecto, la planta se mantuvo en parada, sin riesgo alguno para el personal, la población o el medioambiente.

Al respecto, la Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, expresó: “felicito a todos los trabajadores y a los proveedores por haber hecho posible esta reparación que significa para nuestro país un ahorro importantísimo en energía dado que la alternativa a esta reparación era tener parada la central por lo menos 4 años”.

Y añadió: “esto fue posible gracias al expertise y al ingenio de nuestros profesionales y de las pymes; fue posible gracias al expertise y al conocimiento de los profesionales del sector nuclear”.

Por su parte, José Luis Antúnez, presidente de Nucleoeléctrica Argentina, sostuvo que “la concreción exitosa de este desafío no solamente marca un nuevo hito para la industria nuclear argentina, sino que también confirma las capacidades científico-tecnológicas del país para llevar adelante proyectos complejos de ingeniería”.

PLAN DE TRABAJO

Luego de evaluar la situación, se decidió que la mejor opción para extraer el separador a través del canal era cortarlo en cuatro partes, reduciendo así su tamaño a la mitad.
También se resolvió reforzar preventivamente la soldadura de los tres separadores que aún permanecían montados para evitar futuros desperfectos.

LAS HERRAMIENTAS

Dado que el separador desprendido se encontraba a 14 metros de profundidad dentro del reactor, fue necesario el diseño de herramientas que se adapten a estas condiciones.

Mediante la intervención de múltiples sectores de la empresa, se diseñaron todas las herramientas necesarias para realizar el procedimiento, entre las que se encuentran la herramienta de corte, base de corte, herramienta de sujeción, pinza de agarre, el diseño de un canasto para colocar y extraer la pieza y el diseño de una herramienta de iluminación y visión para poder monitorear la maniobra.

Para poder llevar a cabo la construcción de las herramientas, se trabajó en conjunto con proveedores nacionales. De esta manera, Nucleoeléctrica colaboró con todo su conocimiento al desarrollo de la industria nacional.

ENTRENAMIENTO DEL PERSONAL

Con el objetivo de practicar las maniobras de corte y extracción y poder probar las herramientas y los métodos desarrollados, se diseñó, fabricó e instaló un modelo a escala real (mockup) del sector del reactor en el que se realiza la intervención.

Esta instalación fue fundamental para el entrenamiento del personal, lo que permitió realizar la tarea en los tiempos planificados.

Como dato curioso, el tanque que se utilizó para representar el tanque del moderador es el mismo que se utilizó como mock up para probar las herramientas y ensayar las maniobras que permitieron la reparación histórica del reactor de Atucha I de 1988.

El primer paso para la reparación fue introducir las herramientas de mesa y ventosa. Con esta última se posicionó y preparó el separador para el corte sobre la mesa. Luego se retiró la herramienta ventosa y se introdujo la herramienta de corte. En total, los trabajos de segmentación del separador llevaron dos semanas.

Una vez finalizado el corte, se introdujo la herramienta de extracción, lo cual permitió sujetar cada uno de los trozos del separador cortado y colocarlo en la herramienta canasto para su retiro del reactor.

El siguiente paso fue la soldadura de los separadores restantes. Este proceso llevo seis días de trabajo.

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La demanda de electricidad bajó 1,3 % en julio. En lo que va del año sube 3,4%

La demanda de energía eléctrica del mes de julio 2023 registró una baja de -1,3 por ciento nteranual totalizando 12.471,8 GWh, con temperaturas en promedio superiores a las registradas en el mismo mes del año 2022. La merma de la demanda abarcó a los sectores residencial, comercial e industrial, Describió el informe periódico de la Fundación Fundelec.

Esta demanda a la baja continúa a los descensos anotados en abril (-1 %), mayo (-7,8 %) y junio (-7,7 %), pero dado que en el primer trimestre se habían registrado tres subas consecutivas, la demanda en lo que va del año sube 3,4 por ciento, señala el informe.

DATOS DE JULIO

En julio de 2023, la demanda neta total del MEM fue de 12.471,8 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2022, había sido de 12.638,9 GWh1 y la comparación interanual evidencia el descenso de -1,3 por ciento.

Asimismo, en julio último se anotó un crecimiento intermensual de 3,3 % respecto de junio, cuando alcanzó los 12.069,7 GWh.

En cuanto a la demanda residencial de julio, se alcanzó el 50 % del total país, con una caída de -0,7 % respecto al mismo mes del año pasado. En tanto, la demanda comercial bajó -1,1%, siendo 26 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó otro 24 %, con un descenso en el mes del -2,9 %, aproximadamente.

El informe indica que se registró una potencia máxima de 25.476 MW el 18 de julio de 2023 a las 20:59, lejos de los 29.105 MW del 13 de marzo de 2023, récord histórico.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido julio de 2023): 6 meses de baja (septiembre de 2022, -0,6 %; octubre -2,2 %; abril de 2023, -1 %; mayo, -7,8 %; junio, -7,7 %; y julio de 2023, -1,3 %), y 6 meses de suba (agosto de 2022, 1 %; noviembre, 7,2 %; diciembre de 2022, 4,6 %; enero de 2023, 4,1 %; febrero, 12,7 %; y marzo de 2023, 28,6 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 2,9 por ciento.

El consumo de electricidad de agosto de 2022 llegó a los 11.781,4 GWh; septiembre, 10.310,02 GWh; octubre, 10.217,09 GWh; noviembre, 11.319,3 GWh; diciembre de 2022, 13.024,7 GWh; enero de 2023, 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. y, por último, julio de 2023 alcanzó los 12.471,8 GWh.

CONSUMO MENSUAL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia en julio, 10 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Mendoza y Santa Fe (-5 %), Jujuy (-3 %), EDELAP, La Rioja y EDES (-2 %), EDEA y San Luis (-1 %), entre ellas.

Por su parte, 15 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo en julio: Chubut (6 %), Misiones (5 %), La Pampa y Neuquén (3 %), Salta, Río Negro, Formosa, Entre Ríos, Chaco, Catamarca (2 %), Corrientes, Córdoba, Tucumán, San Juan, y Santa Cruz (1 %). En tanto, Santiago del Estero y EDEN mantuvieron el mismo consumo para ese mes del año anterior.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 36 % del consumo del país y totalizaron un descenso conjunto de -1,8 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -2,3 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -1,3 %. El resto del país bajó en su consumo -0,3 por ciento.

TEMPERATURA

El mes de julio de 2023 fue más caluroso en comparación con junio de 2022. La temperatura media fue de 13.0 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 12.6 °C y la histórica esde 11.1 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda del mes informado, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En julio, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.712 GWh contra 2.474 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 8,8 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 el río Uruguay y Paraná, comparado con el mismo mes del año pasado. Incluso en algunas cuencas se presentaron valores mayores a los esperados.

Así, en julio siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 49,10 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 28,37 % de la demanda, las nucleares el 5,36 %, y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 11,08 % del consumo total. Por otra parte, la importación de electricidad cubrió el 6,09 % de la demanda, detalló Fundelec.

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Crecieron las exportaciones rusas de petróleo

Las exportaciones de crudo rusas por vía marítima aumentaron en 880.000 barriles de diarios (bpd) respecto a la semana anterior, hasta alcanzar los 3,4 millones de bpd en la semana que finalizó el 27 de agosto, según mostraron los datos de seguimiento de petroleros monitorizados por Bloomberg.

Según los datos facilitados por Julian Lee, de Bloomberg, el aumento de los envíos de petróleo se produce antes de una caída prevista de las exportaciones de productos refinados debido a la fuerte demanda interna y a la elevada producción de las refinerías, que verán reducidas sus subvenciones a partir del 1 de septiembre.

Los datos de seguimiento de los buques muestran también que en las últimas semanas Rusia ha cumplido más o menos su promesa de reducir las exportaciones de petróleo en agosto en 500.000 bpd.

Los envíos desde los puertos occidentales de Rusia han disminuido en unos 420.000 bpd en comparación con febrero de 2023, cuando Moscú dijo que reduciría la producción en 500.000 bpd.

Tras los meses en los que Rusia anunció que reduciría su producción, los envíos de petróleo observados desde el país no mostraron ningún descenso. De hecho, alcanzaron máximos recientes en abril y mayo.

A finales de julio y en agosto, los datos de seguimiento de petroleros recopilados por Bloomberg comenzaron a mostrar que las exportaciones marítimas de Rusia estaban disminuyendo desde los máximos registrados en abril y mayo.

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Sinopec invierte en un yacimiento de Aramco

El gigante chino de refinación, Sinopec Corp. invertirá en el proyecto de gas Jafurah de Saudi Aramco junto con TotalEnergies. Jafurah es el mayor yacimiento de shale gas de Medio Oriente con una superficie de 17.000 km2.

A su vez, Saudi Aramco está atenta a las propuestas de Sinopec y de TotalEnergies para asociarse en un proyecto de desarrollo de gas de esquisto valorado en unos 10.000 millones de dólares.

Aramco espera que el yacimiento produzca unos 2.000 millones de pies cúbicos de gas al día para 2030, con un costo total de 24.000 millones de dólares.

El año pasado, Saudi Aramco anunció que iniciaba el mayor desarrollo de gas de esquisto fuera de Estados Unidos. En tal sentido la petrolera señaló que planea invertir 110.000 millones de dólares en los próximos dos años para desarrollar Jafurah, que se calcula que contiene 200 billones de pies cúbicos de gas.

La empresa estatal saudí espera iniciar la producción de gas natural de Jafurah en 2024 y alcanzar los 2,2 Bcf/d de gas de venta en 2036, con 425 millones de pies cúbicos diarios de etano asociados.

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Energía subió 19% los precios del bioetanol para mezclar con naftas

La Secretaría de Energía fijó en $ 237,672 por litro el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta (Ley 27.640) , el cual regirá para las operaciones llevadas a cabo a partir del 28/8/2023 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace. El precio anterior, de $ 199 por litro, se aplicó en el arranque de agosto.

Asimismo, fijó en $ 224,309 por litro el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta, con la misma fecha de entrada en vigencia, y hasta nuevo aviso.

Los nuevo precios fueron dispuestos a través de la resolución 709/2023. El plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, puntualizó Energía.

En los considerandos de la resolución se señaló que “en el actual contexto macroeconómico, y de acuerdo con las presentaciones efectuadas por los representantes de la mayoría de las empresas elaboradoras de bioetanol a base de caña de azúcar y de maíz del sector, resulta necesario atender la incidencia que posee la reciente modificación de los precios relativos y aplicar los procedimientos de cálculo de precios del bioetanol establecidos en la Resolución 373/23 de la S.E. con algunos de sus componentes ajustados al nuevo escenario mencionado”.

Por medio de la Resolución S.E. 373 de mayo de 2023 se aprobaron los procedimientos para la determinación de los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y de maíz en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles, para su mezcla con naftas y gasoils).

No obstante se estableció que dichas metodologías entrarían en vigencia a partir del 1º de noviembre de 2023 y que, hasta tanto, debía procurarse que los precios del bioetanol que fije la Autoridad de Aplicación converjan con los calculados en función de aquellas.

Este nuevo ajuste a la suba del precio de estos biocombutibles se produce en un contexto inflacionario complicado en el cual las compañías petroleras productoras del crudo, y las refinadoras que lo procesan y realizan luego las mezclas proporcionales con los bio, se reunieron hace un par de semanas con el ministerio de Economía.

Se convino mantener sin cambios los precios de naftas y gasoils al público por tres meses, procurando contener la inflación. Para el mismo período rige un precio fijo para el crudo que se comercializa para el mercado interno, menor al precio internacional.

Por la reciente devaluación (del 22 por ciento del peso en relación al dólar) dispuesta por el gobierno en el marco de las discusiones con el FMI, y por la inercia previa, otros precios claves de la economía doméstica (Indumentaria, alimentos, servicios públicos y privados) siguen en alza. Para el corto plazo, Economía procura acuerdos con empresarios, y activa compensaciones para los sectores de ingresos bajos y medios.

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La energía eólica creció 22% en EE.UU

Con los resultados positivos de la energía eólica, el gobierno de los Estados Unidos impulsa la eólica marina para promover empleos nacionales bien remunerados y proporcionar energía limpia. La eólica terrestre representó el 22% de la nueva capacidad eléctrica instalada en Estados Unidos en 2022, sólo superada por la solar que involucró 12.000 millones de dólares en inversión de capital y dio empleo a más de 125.000 estadounidenses.

Según un informe de National Renewable Energy Laboratory la capacidad de los proyectos de eólica marina de Estados Unidos aumentó un 15% con respecto al año anterior, hasta alcanzar los 52.687 MW, lo que, de desarrollarse plenamente, bastaría para abastecer de energía a más de 18 millones de hogares estadounidenses.

Esta cifra incluye dos proyectos en funcionamiento por un total de 42 MW, 40 proyectos en desarrollo por un total de 4.760 MW y otros 5.039 MW de capacidad potencial en fase de planificación.

El informe también reveló que en 2022, la industria eólica marina nacional invirtió 2.700 millones de dólares en puertos, buques, cadena de suministro y transmisión,

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La producción de crudo de Venezuela creció más de 10%

La producción de petróleo de Venezuela subió 10,6% entre enero y julio, básicamente por la reanudación de las operaciones de Chevron. La petrolera Norteamérica representa el 17% del bombeo total del país.



Contra todo pronóstico Venezuela bombeó 732.000 barriles por día (bpd) en enero y a una media de 810.000 bpd en julio.

Además, los permisos otorgados, no sólo a Chevron sino también a otras empresas estadounidenses, como Halliburton y Schlumberger Limited, impactaron en la economía venezolana, al generar empleos e inyectar divisas .Hace unos meses el ministro de Petróleo Pedro Tellechea presentó el “Plan de Recuperación Integral Productiva (PRIP) Pdvsa año 2023”, que representa una “guía para recuperar la producción petrolera”.

Venezuela llegó a producir, en 1997 -cuando el chavismo todavía no había llegado al poder-, 3,2 millones de bpd, y los 20 años siguientes se mantuvo por encima de los 2 millones. Y la última vez que estuvo por encima del millón fue en junio de 2019, cuando alcanzó los 1,047 millones, según datos oficiales, recogidos en informes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).Venezuela necesita una inversión de 10.000 millones de dólares al año para poner la producción entre 2,5 millones y 3 millones de bpd en una década. Sin embargo, las posibilidades del Estado de acceder a estos fondos “están, prácticamente, cerradas, entre otras cosas por las sanciones, pero también por la poca capacidad para generar la confianza necesaria para atraer al inversionista”.

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MEGSA-CAMMESA: Ofertas por 22,9 MMm3/día para setiembre. PPP U$S 3,69 y 4,21

El Mercado Electrónico del Gas realizó la tradicional subasta mensual, en esta oportunidad para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para setiembre 2023 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, recibiendo 8 ofertas por un volumen total de 3.350.000 metros cúbicos día con precios promedios ponderados de U$S 3,46 el Millón de BTU PIST y U$S 3,69 puesto en Gran Buenos Aires.

Siete ofertas provinieron de Neuquén, por 3,2 millones de M3/día, y 1 oferta desde el NorOeste, por 150 mil M3/día.

El MEGSA también realizó un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales. Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de invierno.

Se registraron 16 ofertas por un volúmen total de 19.550.000 M3/día y un PPP de U$S 4,21.

Once ofertas llegaron desde Neuquén, por 11.550.000 M3/día y precios de entre 3,42 y 3,56 dólares el MBTU. Otras 3 ofertas llegaron desde Tierra del Fuego, por 5 millones de M3/día y precios de entre 4,23 y 4,28 dólares el MBTU. Desde Santa Cruz se realizó una oferta, por 1 millón de M3/día a U$S 4,23 el MBTU, y desde Chubut una oferta por 2 millones de metros cúbicos día y un precio de U$S 4,40 el MBTU.

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El gobierno activó la licitación de las obras de reversión del Gasoducto Norte

El ministro de Economía, Sergio Massa, la secretaria de Energía, Flavia Royon, y el presidente de Energía Argentina, Agustín Gerez, anunciaron en Tío Pujio (Córdoba) la licitación de las obras de reversión del Gasoducto Norte, fundamental para que las provincias del Noroeste del país reciban el gas de Vaca Muerta (Neuquén). También, para la exportación del gas al norte de Chile, a Bolivia y a Brasil.

Las obras demandarán una inversión de 710 millones de dólares, gran parte de la cual se cubre con un crédito del Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe (CAF), con un aporte de 540 millones de dólares.

El conjunto de los trabajos consiste en la construcción de un nuevo ducto de 122 kilómetros de extensión entre las localidades de Tío Pujio y La Carlota (Córdoba) para el que se utilizarán caños de 36 pulgadas de diámetro y 2 loops (ampliaciones) de 62 km junto al Gasoducto Norte, con caños de 30 pulgadas de diámetro. A su vez, se realizará la reversión del sentido de inyección del gas en 4 plantas compresoras existentes en Córdoba (Ferreyra y Dean Funes), Santiago del Estero (Lavalle) y Salta (Lumbreras).

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

En forma complementaria la Reversión impactará en una baja del costo de generación eléctrica y del gas natural para las industrias de la región. Además viabilizará la realización de exportaciones hacia el norte de Chile, a Bolivia (Gasoducto Juana Azurdy) y al centro de Brasil, utilizando la infraestructura existente desde Bolivia.

Con su habilitación prevista para antes del invierno 2024, gracias a esta obra se generarán 3.000 puestos de trabajo directos, 12.000 indirectos y el país obtendrá un ahorro anual calculado en 1.960 millones de dólares.

A través de una videoconferencia también participaron del anuncio los gobernadores de Salta, Gustavo Sáenz, de Santiago del Estero, Gerardo Zamora, el gobernador electo de Jujuy, Carlos Sadir, de La Rioja, Ricardo Quintela, y de Tucumán, Juan Manzur, así como el vicegobernador de Catamarca, Rubén Dusso.

El titular del Palacio de Hacienda destacó la importancia de la obra y aseguró que permitirá “cuidar los dólares de las reservas, fomentar y promover el trabajo argentino, garantizando abastecimiento energético y abaratando costos”.

El Ministro agradeció la presencia de los gobernadores electos. “Muestra que esto es una política de Estado. Valoramos enormemente a aquellos que entienden que hay cuestiones que no son del combate político electoral, que son del desarrollo de la Argentina”, señaló.

Massa sostuvo que “lo que viene para la Argentina es desarrollo, inclusión, construcción de un país federal en la suma de capital y trabajo”. “A eso tenemos que invitar a todos los argentinos, entendiendo que, a partir del 10 de diciembre, terminada la campaña electoral, viene el tiempo de abrazar a todos y convocar a un gobierno de unidad nacional”, concluyó.

Las tareas de reversión, entoncesn implicarán el cambio de dirección del flujo gasífero, que pasará de ser norte-sur a sur-norte, desarrollando el recurso del gas de Vaca Muerta.
Sobre su importancia la secretaria de Energía afirmó: “Esta es una obra que nos habla de futuro, de crecimiento, de infraestructura energética que posibilita el desarrollo del norte del país. Va a generar casi 15.000 puestos de trabajo, entre directos e indirectos”.

Royon también enfatizó la necesidad de resolver con esta obra cualquier eventualidad en relación al suministro de gas de esas provincias, por lo cual la Reversión “fue priorizada, antes que el segundo tramo del gasoducto Kirchner, porque era realmente urgente”. “Esto es inmediato para el norte argentino. Necesitamos tenerlo operativo el invierno que viene”. Y concluyó: “Argentina se encamina hacia el autoabastecimiento y esta obra, una vez más, confirma la visión federal y de desarrollo que tiene el ministro Sergio Massa para todo el país”.

A su turno, Agustín Gerez resaltó que “este proyecto es más oportunidades para los argentinos y más soberanía energética porque va a asegurar el suministro de gas en la región norte del país con producción local”. Además, agradeció a las autoridades de la CAF que “han confiado a través del crédito de 540 millones de dólares para que nosotros podamos iniciar una nueva etapa en el desarrollo de la infraestructura energética”.

“Además de transportar gas y unir comunidades, este proyecto simboliza el compromiso con el futuro porque, como dice el ministro Massa, este no es un proyecto para un gobierno, es un proyecto para un país”, resaltó el funcionario.

Junto con las autoridades nacionales y provinciales el acto contó con la presencia de la intendenta de Tío Pujio, Nancy Schiavi y su par de Villa María, Martín Gil, además de legisladores, representantes gremiales y autoridades empresarias.

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Edenor y Edesur deberan notificar a usuarios “variación significativa del consumo”

A través de la Resolución 622/2023, el Interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Walter Martello, determinó que las distribuidoras EDESUR y EDENOR deberán incorporar junto a la factura del servicio, una nota dirigida a cada persona usuaria que haya registrado un desvío en su consumo eléctrico, en la que se le informe que la liquidación fue analizada previamente por instrucción del ENRE y se le explique el motivo de la variación en el consumo.

De este modo, las distribuidoras tendrán la obligación, a partir de 10 días de notificada esta Resolución, de incluir una nota explicativa junto a la factura del servicio, en los casos donde se haya registrado un incremento del consumo eléctrico de un 80 % o una disminución del mismo de un 40 %, respecto del consumo promedio de los últimos 6 bimestres.

En la nota en cuestión se deberá indicar el análisis realizado sobre el período de consumo, de modo de brindarle a los usuarios la información que les permita conocer los motivos por los cuales el consumo eléctrico y los montos facturados presentaron variaciones.

En este mismo sentido, la medida del ENRE instruye a las empresas a que elaboren un resumen de los alcances de la medida en un lenguaje claro, para su difusión en sus páginas web, locales comerciales y en medios de difusión y prensa.

El Interventor, Walter Martello, destacó la importancia de esta medida: “Ayudará a interpretar con mayor claridad la factura del servicio eléctrico, ya que ahora las empresas deberán explicar a los usuarios cualquier variación significativa del consumo eléctrico”.

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Se activa la licitación para revertir el Gasoducto Norte. Royón defendió la política energética

La Secetaria de Energía, Flavia Royón, anunció que el próximo viernes se activará la licitación para las obras de reversión del Gasoducto Norte y ratificó que el financiamiento esta asegurado.

Al respecto esta previsto un acto en la localidad cordobesa de Tío Pujio, desde donde arrancará el gasoducto hasta La Carlota (130 kilómetros de extensión). Ello, para vincular el Gasoducto Central Norte (TGS) proveniente de Neuquén con el Gasoducto del Norte (TGN), que se extiende desde Campo Durán (Salta), cerca del límite con Bolivia, hasta General Pacheco (Buenos Aires).

Al respecto, el presidente de la estatal Enarsa, Agustín Gerez, destacó que esta obra posibilitará la llegada del gas de Vaca Muerta a las provincias del noroeste del país y luego también a Bolivia (Ducto Juana Azurduy), cuya producción de gas esta mermando y su provisión a la Argentina se va reduciendo.

El inicio de esta obras de reversión arrancarían en noviembre y se espea tenerlo operativo en mayo de 2024.

Royón y Gerez participaron, por separado, en el Amcham Forum Energy, en el Sheraton Hotel de la CABA.

En cuanto a Royón, destacó que el saldo de la balanza nergética pasó de un negativo de 4.500 millones de dólares en 2022 y un saldo levemente superavitario de 100 millones este año.

La expectativa es seguir desarrollando los recursos que tiene el país en hidrocarburos y otros para alcanzar a 2030 con una balanza positiva estimada en 18 mil millones.

“La transición energética mundial le da una oportunidad al país para desarrollar el recurso del gas, en particular como GNL”, afirmó. Y remarcó el envíoal Congreso de los proyectos de ley para la promoción de la industria del GNL y del Hidrógeno. “Son proyectos de ley para el crecimiento”, señaló.

“La solución económica y social en Argentina es con crecimiento aprovechando sus recursos tradicionales y los de energía, de minería, y de la economía del conocimiento”, insistió.

“Desde el punto de vista político defendemos al Estado impulsando el desarrrollo de la infraestructura energética que el país necesita, tal como ocurrió con el Gasoducto (Presidente) Néstor Kirchner y el que impulsamos para la extensión en 5 mil kilómetros de las líneas de alta tensión. También respecto del Master Plan para el sistema de transmisión de energía cuya ejecución está previendo financiamiento público y privado”, señaló.

Y agregó “en esto hay divergencia con otros sectores políticos. Igual con respecto al rol del YPF”, de mayoría accionaria estatal. “Tenemos una hoja de ruta hacia el crecimiento”, puntualizó.

Acerca de la fijación de precios para los combustibles por los próximos tres meses afirmó que “no hubo congelamiento, sí hubo un acuerdo alcanzado mediante el diálogo con el objetivo de contener la inflación porque en esto hay responsabilidades de todos los sectores, del Estado, y tambien de las empresas”. Royón consideró que fijar un precio del barril de 56 dólares para el mercado interno durante este período no complicará la actividad de producción en Vaca Muerta. “Es una medida de corto plazo”, afirmó.

Respecto de la situación de crisis que denunciaron los expendedores de combustibles por lo que perciben por su actividad, señaló que “se estan analizando alternativas para el sector”, que anunció posibles medidas de fuerza.

“Comparada con el gobierno de (Mauricio) Macri, no es la misma película”, respondió Royón a una afirmación formulada durante una entrevista en el marco del Amcham Forum Energy. “Para analizar la política energética debemos tener una mirada de mediano plazo.

Cuéntenme si las empresas del sector perdieron durante nuestra gestión”, interrogó la funcionaria, aludiendo a modo de referencia a Chevron, Shell y Total.

Acerca de las tarifas del servicio eléctrico y los efectos sobre ellas de la reciente devaluación del peso Royón sostuvo que se analiza su incidencia y se ajustarán proporcionalmente.

La funcionaria ratificó el actual esquema de segmentación para la eliminación o la reducción de los subsidios estatales en este rubro. “Se retiró el subsidio al segmento de altos ingresos (Nivel1), que representa a tres de cada diez casos. Estos tendrán variaciones con subas proporcionales, y se mantienen para los sectores de ingresos medios y bajos porque deben acceder a este servicio público. Luego se iran reconsiderando, a medida que mejoren los niveles de ingreso”, explicó.

Con respecto a las tarifas para el suministro del gas, Royón sostuvo que “no hay ningún cambio respecto de lo que se anunció a principios de año. Habrá audiencia pública en noviembre para considerar el tema”, agregó.

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YPF: González ratificó inversiones por U$S 5.000 M. Cuestionó intención privatizadora de Milei

El presidente de YPF, Pablo González, ratificó que las inversiones a realizar este año por la compañía de mayoría accionaria estatal totalizarán 5 mil millones de dólares, al tiempo que estimó que el 2023 cerrará con un incremento de la producción de crudo y gas en torno al 8 por ciento comparada con la del año 2022, cuando la energética registró una ganancia neta de U$S 2.200 millones.

González participó del Amcham Energy Forum, organizado en Buenos Aires por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina.

Consultado por el periodismo respecto de la anunciada intención del candidato presidencial Javier Milei de privatizar YPF si llega al gobierno, González consideró que esa eventual decisión resultaría inexplicable desde el punto de vista económico: “Porqué va a privatizar YPF si la empresa da ganancias ?. A quien le quiere dar el negocio ?, interrogó.

González destacó las inversiones de la compañía para la producción en reservorios convencionales, en los no convencionales (Vaca Muerta), en la exploración prevista on shore (Palermo Aike -Santa Cruz) y off shore (CAN100 junto a Equinor) , en la puesta a punto de las refinerías de Lujan de Cuyo y de Ensenada, en el desarrollo de infraestructura de gasoductos y oleoductos (Vaca Muerta Norte y VM Sur) para el abasto interno y para incrementar las exportaciones, y en el proyecto de construcción de una planta de GNL, asociada con Petronas.

Respecto del proyecto oficial que fué girado al Congreso para promover la producción de GNL, González consideró que podría ya contar con el apoyo parlamentario necesario para su aprobación. “Espero que se trate pronto, deseó.

YPF participó el martes 22 de la apertura de sobres B para exploración con objetivos no convencional en “La Azucena” y en “Campamento Este”, áreas de la formación geolígica Palermo Aike (Santa Cruz), que tiene un potencial de producción equivalente a un tercio de la neuquina Vaca Muerta.

La oferta presentada por YPF resultó ganadora y “avanza hacia la instancia de adjudicación”, indicó la empresa atendiendo a cuestiones técnico-legales del procedimiento.

El presidente de YPF dijo: “Esta es una iniciativa que presentó YPF en 2014 teniendo en cuenta la expectativa que se tiene de Palermo Aike, y que permitirá avanzar con los objetivos de la compañía en Santa Cruz”.

González agregó que “Palermo Aike es la gran esperanza de Santa Cruz, para mí es un honor estar como representante de YPF trabajando en un proyecto que es bueno para mi Provincia y muy bueno para el país”. La perforación del primer pozo exploratorio esta prevista para setiembre, y la compañía operará en otras áreas de esa formación asociada con CGC.

Con 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la Cuenca Austral, Palermo Aike es la segunda formación geológica no convencional en importancia a explorar, luego de Vaca Muerta, y se estima que podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo.

Con relacíón a los precios de los combustibles en el mercado interno, tras el reciente anuncio del gobierno de un esquema que se mantendrá inalterable por 90 días procurando contener la inflación, González describió que “se trata de un acuerdo temporario, no de una imposiciónpor decreto, que el ministerio de Economía discutió con productores primero, y con los refinadores luego, en un contexto económico y social difícil”. En este contexto se fijó un precio del barril de crudo de U$S 56 durante la vigencia del acuerdo, contra un precio internacional del crudo en torno a los U$S 78.

Agregó que “para YPF es fundamental garantizar el abastecimiento interno”, y refirió que “hemos dispuesto herramientas a la red de estaciones de servicio de la marca para sostener la actividad, entendiendo las dificultades del sector”.

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Equinor inauguró el mayor parque eólico marino

Equinor inauguró Hywind Tampen el mayor parque eólico marino flotante del mundo, cuya producción abastecerá a sus plataformas offshore.

En el proyecto del parque Equinor está asociada con Wintershall Dea, propiedad mayoritaria de BASF, INPEX Idemitsu, ENI y la noruega Petoro.

Los 88 megavatios (MW) de potencia del parque eólico cubrirán el 35% de la demanda anual de energía de cinco plataformas offshore de Snorre y Gullfaks, en el Mar del Norte, a unos 140 km de la costa occidental de Noruega.

Según Equinor, el efecto del emprendimiento en los yacimientos será el de reducir las emisiones de dióxido de carbono (CO2) en 200.000 toneladas anuales. Es decir, el 0,4% de las emisiones totales de CO2 de Noruega en 2022.

El parque Hywind Tampen consta de 11 aerogeneradores fijados a una base flotante anclada al fondo marino, en lugar de fijada al lecho oceánico, una nueva tecnología que, según los expertos del sector, es adecuada para su uso en aguas más profundas mar adentro y que Equinor espera seguir desarrollando.

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Aramco se afianza en China

Saudi Aramco , la mayor empresa petrolera del mundo, tiene previsto seguir ampliando su presencia en China en downstream en virtud del crecimiento de la economía del país asiático.
Se espera que la demanda de crudo siga aumentando con la mejora continua del nivel de vida, sobre todo en la próxima década, impulsada por la fuerte demanda de productos químicos.

A principios de año, Aramco anunció su asociación con Norinco Group y Panjin Xincheng Industrial Group para desarrollar una gran refinería y un complejo petroquímico en la provincia china de Liaoning. También culminó la adquisición de una participación del 10% en Rongsheng Petrochemical Co Ltd, en la provincia de Zhejiang.

Al Qahtani, encargado de negocios de Aramco, afirmó que, aunque el uso de energías renovables es cada vez mayor, la demanda de energía convencional sigue siendo fuerte.
En los últimos años, China realizó importantes avances en materia de energías con menos emisiones de carbono y procesos de refinado y petroquímicos más eficientes, centrándose en la reducción de emisiones y la mejora de la eficiencia energética.

Al Qahtani afirmó que las oportunidades que ofrece el creciente mercado chino permiten a Aramco no sólo afianzarse en el sector downstream, sino también captar una parte de la creciente demanda de energía, como los sectores petroquímico y de refino altamente integrados.

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La energía solar en Alemania marcó un nuevo récord

Hace dos meses Alemania conectó a la red eléctrica instalaciones solares con una potencia combinada de casi 1,2 GW, con lo cual marcó un nuevo récord mensual y eleva la potencia solar total en funcionamiento a 75,1 GW.

En los siete primeros meses de 2023, las nuevas instalaciones solares en todo el país alcanzaron los 7,69 GW, con tres estados federales -Baviera, Baden-Wuerttemberg y Renania del Norte-Westfalia- desplegando más de 1 GW cada uno en el periodo, según datos de la Agencia Federal de Redes.

La mayoría de las centrales solares puestas en marcha en julio estaban subvencionadas: 729,2 MW en tejados y 212,7 MW en suelo.
Alrededor de 256 MW de la capacidad total procedían de instalaciones no subvencionadas, de los cuales 226,1 MW son parques solares en superficie.

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Interconexión Esquel-Río Mayo será financiada por el BID y licitada por Nación

La obra de interconexión eléctrica entre Esquel y Río Mayo será financiada por el Banco Interamericano de Desarrollo y licitada por el Gobierno Nacional, anunció el gobierno de Chubut.

Es un proyecto clave que permitirá brindar energía a doce localidades chubutenses.  Previo al llamado a licitación, el 30 de agosto, se realizará una audiencia pública para abordar el impacto ambiental y social de la obra que está incluida en el Plan Federal III que impulsa la Secretaría de Energía de la Nación.

La actual interconexión eléctrica de la provincia cuenta con una gran deficiencia en cuanto a su vínculo con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y una gran dependencia territorial de la generación aislada. Esta situación afecta las posibilidades de desarrollo provincial y eleva exponencialmente los costos de la energía eléctrica los cuales están directamente vinculados al precio del gas oil y del gas.

La interconexión a través de una línea de 132 kV entre Esquel y Río Mayo brindará energía a doce localidades. De este modo, se verán beneficiados alrededor de quince mil chubutenses que viven en Tecka, Gobernador Costa, José de San Martin, Río Pico, Atilio Viglione, Río Mayo, Alto Río Senguer, Ricardo Rojas, Lago Blanco, Facundo, Buen Pasto y Aldea Beleiro.

Financiamiento del BID

Desde el Gobierno provincial indicaron que la obra cuenta con la aprobación técnica, y el crédito está asegurado por medio del Banco Interamericano de Desarrollo, quien financiará la totalidad del proyecto.

Por otro lado, será el Gobierno Nacional el encargado de efectuar el proceso licitatorio, dado que la obra está incluida en el Plan Federal III que impulsa la Secretaría de Energía de Nación. Se estima que el llamado a licitación se realizará en el transcurso de los próximos dos meses a fin de dar inicio a la obra antes de fin de año.

Asimismo, cabe recordar que, con financiamiento provincial, se están ejecutando obras energéticas claves para el desarrollo de la provincia, tales como el interconectado eléctrico Garayalde- Camarones y la ampliación del abastecimiento eléctrico en la Comarca Andina del Paralelo 42.

Consulta pública

Previa a la licitación, el miércoles 30 de agosto se realizará en Gobernador Costa una consulta pública, ambiental y social en la que se abordarán los detalles técnicos del proyecto, los beneficios y el impacto del mismo.

Los interesados podrán obtener más detalles en el sitio web www.infraestructura.chubut.gov.ar. Aquellas personas que no puedan asistir en persona tendrán la posibilidad de seguir el evento en vivo a través del canal de YouTube de Canal 7 Televisión Pública del Chubut: @C7Chubut.

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LIDE: Debate acerca de “Un horizonte energético sostenible”

El director general de Transportadora de Gas del Sur (TGS), Oscar Sardi, reafirmó que “Argentina afronta una enorme oportunidad para transformar de potencial en real el desarrollo de sus recursos gasíferos lo cual implica seguir invirtiendo en producción, tratamiento, transporte e industrialización, es decir poner el foco en toda la cadena de valor”.

En tal sentido, el directivo hizo hincapié en el aporte de TGS con el desarrollo de inversiones en el Midstream, calculadas en unos 300 millones de dólares, con destino al tendido de casi 180 kilómetros de gasoductos en Vaca Muerta, la instalación de plantas de captación y de acondicionamiento del gas a transportar.

Asimismo, confirmó que ya está operativo el Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner en sus 560 kilómetros de extensión (Tratayén-Salliqueló), cuya operación y mantenimiento (licitación mediante) ya está a cargo de TGS.

El GPNK transporta ahora hasta 11 millones de metros cúbicos día, que se incrementarán hasta unos 22 millones cuando esté finalizada la instalación de las dos plantas compresoras diseñadas en el proyecto, y el tendido del ducto Mercedes-Cardales (conectará TGS y TGN) para mejorar el abasto de GBA y la zona norte de la Provincia. Se espera que esto esté disponible hacia fin de año o en el arranque del 2024.

Sardi aludió además a la importancia de la construcción del GPNK EtapaII (Salliqueló-San Jerónimo) que equipado con cinco plantas compresoras permitirá elevar el transporte hasta los 40 millones de metros cúbicos día. Se reducirá ostensiblemente la importación de gas en los meses de pico de consumo, se podrán incrementar su exportación a nivel regional, y avanzar en el desarrollo de proyectos de producción de GNL.

Sardi participó de la Mesa Redonda que acerca de “La Mirada de los Líderes en el Sector Gasífero” organizó LIDE Argentina, con la participación también de Daniel Ridelener, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN); y Gabriela Aguilar, gerenta general en Argentina y vicepresidenta para Sudamérica de Excelerate Energy.

En sus exposiciones, coincidieron en que no hay que perder el enorme potencial que Vaca Muerta es para la Argentina. “La industria está esperando condiciones macroeconómicas que permitan inversiones en una oportunidad única”, destacaron a su turno.

Ridelener aludió al incremento de producción de gas en Vaca Muerta, a la sustitución progresiva de las importaciones y a las mayores exportaciones de gas natural que se realizan utilizando la infraestructura de ductos con Chile y con Brasil (desde Uruguayana).

Destacó la importancia de la anunciada licitación de las obras de reversión del Gasoducto Norte “que permitirá mover gas de sur a norte -Córdoba, Tucumán, Salta- región que presentará una demanda adicional también por el desarrollo de proyectos de litio. Y luego también para exportar a Bolivia (cuyas reservas de gas han mermado) y Brasil (San Pablo)”, utilizando la infraestructura de ductos existente.

La transición energética se extenderá porque no todos los países industrializados toman el mismo compromiso de plazos, la oferta de energías renovables crece en torno al 15 por ciento anual, pero la demanda mundial de energía crece a un ritmo mayor “, refirió Ridelener, para asegurar que Vaca Muerta tiene la oportunidad de aportar importantes volúmenes de gas y de petróleo al mundo, pero debe hacerlo con las mejores condiciones ambientales de producción.

Gabriela Aguilar, en tanto, refirió que la guerra Rusia-Ucrania llevó a Europa a incrementar la contratación de barcos regasificadores de GNL (para sustituir el gas ruso). Agregó que la demanda de GNL será creciente hacia el 2040 y que se presentaría un desface respecto de la oferta de este insumo hacia el 2030, de manera que Argentina tiene su oportunidad de inserción como oferente de GNL. Pero los proyectos de desarrollo de plantas de GNL requieren plazos crecientes, advirtió.

Al respecto, consideró que Brasil podría ser un mercado de destino del GNL argentino por cuanto es importador de cargamentos de este insumo como complemento de su importante energía hidráulica.

En otras exposiciones desarrolladas en la jornada de LIDE Argentina (que preside Rodolfo de Felipe) , y acerca de “Proyecciones para Vaca Muerta”, Alejandro Monteiro, ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén indicó que “en 2050 la demanda de petróleo no va a disminuir, y Argentina, con Vaca Muerta tiene la posibilidad de acceder a un mercado de petróleo y GNL con una baja huella de carbono”.

Y acerca de “El Dilema del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica”, Pablo Tarca, Director General TRANSENER trazó un panorama de la deficitaria situación actual del sistema de transporte de energía en el país . Detalló un plan de inversiones público-privado, presentado por las entidades del sector a la Secretaría de Energía “que sería de gran desarrollo, principalmente para alimentar industrias esenciales del país”, señaló.

Martín Genesio, presidente y CEO en AES Argentina, sostuvo que “Argentina tiene un potencial enorme. La oportunidad única está dada hoy por el gas, el petróleo, y también por el sol, el viento y el litio. La exportación de energía es una posibilidad de generar divisas. Para el mercado interno hay que tener una política de Estado que subsidie la demanda. Y que un plan de desarrollo en el transporte, que TRANSENER ya tiene previsto, nos sacaría de un cuello de botella en tres años”.

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CECHA cuestionó política de precios en combustibles y anunció que habrá medidas de fuerza

Las cámaras y federaciones de expendedores de combustibles nucleadas en CECHA manifestaron su “rechazo a las medidas adoptadas por el Gobierno Nacional (en materia de precios) por considerar que tornan inviables nuestro negocio y lo condena a la ruina”.

“Las estaciones de servicio pagamos los platos rotos por las malas medidas adoptadas por el gobierno”. señalaron.

Tras la decisión del Gobierno de congelar el precio de los combustibles por 90 días, CECHA anunció “medidas de fuerza que se aplicarán a la brevedad y en forma escalonada”.

El texto de un comunicado difundido por la entidad empresaria señala que “en este difícil contexto, hemos decidido adoptar una serie de medidas de fuerza que se pondrán en marcha a la brevedad y en forma escalonada, como el cierre nocturno de todas las estaciones de servicio del país”.

También advirtieron que darán comienzo a “las solicitudes para aplicar el procedimiento preventivo para establecimientos en crisis, previsto por la ley 24.013, y la paralización de los procesos de revisiones paritarias en curso. Todo ello sin perjuicio de otras acciones que se definirán conforme a la escalada de esta crisis”.

El aumento aplicado a los combustibles (12,5 % promedio país) fue menor que el porcentaje aplicado a la devaluación, por lo que el efecto resulta negativo para quienes apostamos por el sector.  Resulta muy difícil para nuestras pymes, que involucran más de 5.000 estaciones de servicio y garantizan 65.000 puestos de trabajo, cargar con parte de esta nueva devaluación cuando ya venimos soportando la pérdida de la rentabilidad desde antes de la pandemia”, describieron.

Y añadieron que “no cuestionamos que el Gobierno pueda adoptar las medidas de emergencia que crea necesarias para la economía del país, y en resguardo del bolsillo de los consumidores, pero las mismas deben ir acompañadas de medidas complementarias y urgentes, que mitiguen el efecto devastador que se está provocando a las estaciones de servicio”.

“Desde CECHA, hemos intentado mantener un diálogo fecundo con las autoridades nacionales, sin conseguir respuestas favorables hasta la fecha. Esta falta de toma de decisiones provocará, lamentablemente, el cierre de estaciones que tengan ventas por debajo del punto de equilibrio y que hoy alcanza a la mitad del sector.  Al mismo tiempo, serán responsables de la parálisis de nuestros procesos de revisión paritaria en curso”, señalaron.

Asimismo, CECHA exhortó “a las empresas petroleras a modificar en forma estructural nuestras comisiones por venta, actualmente en el orden del 10 % promedio a nivel país, ya que resultan claramente insuficientes en esta crisis que atravesamos. En el caso particular de YPF la ayuda brindada a las estaciones de su bandera, que valoramos, está muy distante de compensar la dura realidad que atravesamos”.

“Somos conscientes que esta devaluación asimétrica plantea desafíos enormes, pero no pueden las pymes del sector ser quiénes soporten el peso de la política energética que se define en una mesa en la cual no participamos”, señalaron.

Y destacaron que “el negocio de los combustibles no para de complicarse. Los empresarios, que elegimos y amamos este trabajo, ahora lo vemos desgastante y hasta desesperanzador. Los estacioneros necesitamos ser escuchados. El Estado debe entender que invertimos y generamos empleo, y no se trata solo de dinero lo que se pone en juego, sino también de esperanzas, esfuerzos y un tiempo que no volverá”.

“NUESTRA CRISIS DE RENTABILIDAD ES INSOSTENIBLE. YA NO PODEMOS ESPERAR! reclamó en mayúsculas CECHA.

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Exxon con nueva inversión de U$S 12.900 millones en Guyana

Exxon Mobil invertirán 12.930 millones de dólares para desarrollar su sexto proyecto petrolífero offshore en Guyana. La plataforma de producción flotante (FPSO) para el denominado proyecto Whiptail comenzaría a operar en 2027 y elevaría la producción de crudo del consorcio liderado por Exxon en Guyana por encima de 1,2 millones de barriles diarios (bpd).

Guyana es en la actualidad la nueva zona petrolera de mayor crecimiento del mundo, con descubrimientos de más de 11.000 millones de barriles crudo y gas.
Exxon y sus socios Hess Corp y CNOOC Ltd producen actualmente 400.000 bpd desde dos buques y han afirmado que podrían desarrollar hasta 10 proyectos en alta mar.

Su producción aportó 2.800 millones de dólares en ingresos directos a Guyana.

El proyecto Whiptail, descrito en el Análisis de Impacto Ambiental es similar a Uaru, el quinto proyecto de Exxon, con una producción de 250.000 bpd y un límite máximo de 263.000 bpd.

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Un plebiscito obliga a Ecuador a cesar operaciones de petróleo

Ecuador detendrá la explotación de petróleo de uno de sus mayores yacimientos, situado en el Parque Nacional Yasuní, al que se le considera el corazón de la Amazonía ecuatoriana y uno de los epicentros mundiales de biodiversidad.

A nivel nacional el Sí se impone en la consulta popular sobre la explotación en el bloque 43 – ITT (Ishpingo, Tambococha, Tiputini). Sin embargo, según los resultados preliminares del Consejo Nacional Electoral (CNE), el No gana en dos de las 24 provincias, una es Sucumbíos y la otra es Orellana, justo donde se concentran las tres áreas: Ishpingo, Tambococha, Tiputini.

El bloque 43 está en una parte del Parque Nacional Yasuní, que se encuentra entre Pastaza y Orellana. Ishpingo y Tambococha están dentro del Yasuní, mientras que Tiputini está fuera del parque. Quienes votaron Sí se pronunciaron a favor de mantener el crudo bajo tierra, y por el no quienes pedían que se siga con la extracción.

El resultado constituye un rotundo triunfo de Yasunidos, el colectivo ambientalista que impulsó esta consulta nacional con el objetivo planteado por ellos de proteger el Yasuní, un área extremadamente sensible a cualquier derrame de crudo, y también a los pueblos indígenas en aislamiento voluntario que habitan en el Parque Nacional.

También es una victoria para el movimiento indígena, que se había manifestado mayoritariamente a favor del Sí” en especial el pueblo indígena de los waorani, la etnia más numerosa que habita el Yasuní, una área natural protegida de un millón de hectáreas de extensión.

Con este resultado se abre un período de incertidumbre para el país, que deberá prescindir de un yacimiento donde se producen a diario 55.000 barriles de petróleo, lo que equivale al 11% de la producción nacional de crudo, uno de los granes pilares de la economía ecuatoriana.

Según los cálculos del Gobierno, el cese de operaciones en el Bloque 43-ITT causará un perjuicio al Estado de 1.200 millones de dólares al año en beneficios por la venta del crudo, lo que en el periodo de 20 años puede ascender a 13.800 millones de dólares.
Las estimaciones del Ejecutivo también contempla un costo de 500 millones de dólares para desmantelar unas instalaciones cuya construcción costó cerca de 2.000 millones de dólares.

Petroecuador siempre sostuvo que, desde el inicio de operaciones en el año 2016, la explotación del Bloque 43-ITT se había llevado con los más altos estándares ambientales para preservar el sensible entorno ambiental en el que se encuentra.
Entre las técnicas aplicadas estaba la perforación en racimo, de modo que desde una misma plataforma partían pozos en múltiples dirección, en lugar de construir múltiples plataformas por cada pozo, lo que aumentaría el área de deforestación, lo que hace que las instalaciones ocupen apenas 80 hectáreas.

Hasta ahora no se había reportes sobre derrames de crudo al medioambiente procedentes de las instalaciones del Bloque 43-ITT, el más reciente y productivo del Yasuní, pues dentro del Parque Nacional se produce petróleo desde los años 80 en los Bloques 16, 31 y 67, a los que no afecta esta consulta.

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Economía anunció que no habrá aumento de precios de combustibles hasta el 31 de octubre

El Ministro de Economía, Sergio Massa, anunció un congelamiento de precios de los combustibles hasta el 31 de octubre, en el marco de un acuerdo con las empresas productoras y refinadoras de naftas y gasoils.

De esta manera, el ajuste de precios de 12,5 % aplicado por las compañías (Shell, Puma, Axion) el lunes 14 será el último hasta esa fecha. YPF aplicará el mismo porcentaje a partir del viernes 18.

El anuncio de Massa fue tras el encuentro encabezado por el Ministro junto a la Secretaria de Energía, Flavia Royon, y del cual participaron Pablo González y Pablo Iuliano (YPF); Marcos Bulgheroni (PAE) ; Adrián Vila (PLUSPETROL); Emilio Nadra y Rodrigo Fernández Deleo (CGC); Francisco Villamil (Vista); Ricardo Markous (TECPETROL); Santiago Patrón Costas (PAMPA ENERGY); Gustavo Scarini (PCR).

No fue el único encuentro ya que hubo otras gestiones en el curso de la semana.

En un informe que realizó luego de la reunión en el ministerio, Massa describió que “el dia lunes se produjo un aumento de precios de los combustibles por parte de casi todas las empresas del 12,5 por ciento. Menos YPF, que esperó hasta el acuerdo general alcanzado ahora con la industria”.

El Ministro hizo referencia a la “imposición del Fondo Monetario Internacional de una devaluación de la moneda del 22,5 por ciento” y a las derivaciones económicas de esa medida.

De hecho Economía activó una Unidad de Negociación de Acuerdo de Precios integrada por el viceministro Gabriel Rubinstein, el Director General de Aduanas, Guillermo Michel, y el Secretario de Comercio, Matías Tombolini, que encaró gestiones con empresas de la industria de Alimentos y con las cadenas de supermercados. Procuran contener aumentos.

Massa explicó que “Hoy hemos vavanzado en un acuerdo con las empresas petroleras y el aumento de 12,5 por ciento será el ultimo aumento haste el 31 de octubre”.

Agregó que de esta manera “Una parte de la devaluación la termina asumiendo el consumidor, una parte las empresas, y una parte el Estado con costo fiscal”, y puntualizó que “el Estado va a resignar parte de los ingresos que cobra de impuestos a las compañías”.

“Quiero agradecerle a las empresas productoras y refinadoras. La indusrria del petróleo y gas en la Argentina es uno de los tractores de la economía y entiende que afrontamos una situación de caída de reservas por la sequia brutal, con pérdida de ingresos de casi 21 mil millones de dólares”, señaló.

“De esta manera, y para cuidar el bolsillo de la gente hay una resignación de impuesto por parte del Estado y una resignación de utilidades por parte de las empresas”. Entiendo que YPF esta noche compensará con un ajuste de sus precios similar al resto”, describió.

Y puntualizó que “es un esfuerzo asociado a la estabilidad cambiaria de 350 pesos por dólar que se mantendrá hasta el 31 de octubre”. “La decision del FMI de imponer una devaluación genera una distorsión en muchos de los precios de la economía, este es un precio central y queremos llevar certeza a la gente con esta decisión”, reiteró Massa.

Economía informó luego que “Es un acuerdo entre la industria y el Gobierno”, que “habrá beneficios fiscales que pueden ser quitados si las empresas violan el acuerdo”, que “se activará en la Secretaría de Energía un sistema de denuncias”, y que “el Gobierno cede impuestos para que no haya más impacto en el bolsillo de la gente”.

Las petroleras Shell, Puma y Axion modificaron los precios de sus naftas y gasoils desde el primer minuto del miércoles 16/8 en un promedio de 12,5 por ciento. YPF, principal operadora del mercado local también los actualiza pero desde el viernes 18.

Los nuevos precios de referencia para las estaciones de servicio de Shell en la CABA son: Nafta Súper 258,7 pesos por litro, VPower Nafta $ 328,3, Evolution Diesel $ 291,6; y VPower Diesel 375,4 pesos.

En el caso de Axion, los nuevos precios de referencia en estaciones de la CABA son: Nafta Súper $ 259,9 el litro, Nafta Quantium $ 315,9, y Diesel Quantium 360,9 pesos.

La actualización parcial de precios se produce tras la finalización de un acuerdo trimestral (el segundo del año) entre las principales compañías refinadoras-comercializadoras y el ministerio de Economía, que pautó actualizaciones mensuales del 4 y 4,5 % en procura de una contención de la inflación que, en ése mismo semestre, promedió el 6,5 por ciento mensual.

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LIDE: La economía y esbozos de la politica energética de JxC

El referente en temas energéticos de la candidata presidencial Patricia Bullrich, Emilio Apud, consideró que “vienen buenos tiempos, una instancia de abundancia de energía para el país”, y sostuvo que “el nuevo gobierno debe enfocar la política energética pensando en ser mas competitivo en el mercado internacional (como exportador) y no pensar sólo en el mercado local y regional”.

Asimismo, sostuvo que “hoy hemos perdido la confianza de inversores internacionales por lo cual es necesario generar las condiciones a través de un shock de estabilización macroeconómica para atraer esas inversiones extranjeras en el sector, con contratos de largo plazo”.

Apud, ex secretario de Energía durante el gobierno de Fernando de la Rúa (breve gestión durante el ejercicio ministerial de Ricardo López Murphy), cuestionó la intervención estatal en el sector y sostuvo que “las leyes marco de los años noventa (regulatorias de los sectores del gas y la electricidad) han sido distorsionadas por casi veinte años, y eso debe revisarse”.

También cuestionó el rol de YPF en el mercado local de los combustibles (con una participación que lo erige como cuasi regulador en el rubro). Sostuvo que “no es legal lo que se está haciendo con YPF interviniendo en el mercado”.

Ex Director en YPF designado en representación del Estado en diciembre de 2015 (gestión Cambiemos), Apud agregó que “YPF, que hoy tiene además empresas en el sector de la electricidad (YPF Luz), y de tecnología (Y-TEC), se va a tener que adecuar a un futuro como exportador” de hidrocarburos.

El referente de Juntos por el Cambio participó de una mesa redonda organizada por la entidad empresaria LIDE Argentina, de la cual también participaron el economista Nicolás Gadano (también referente de JxC) y Esteban Kiper, ex Gerente General de CAMMESA (gestión ministerial de Matías Kulfas). No hubo funcionarios de la Secretaría de Energía, y tampoco de la fuerza política de Javier Milei, aunque entre los asistentes pudo verse a la economista y candidata Diana Mondino.

Apud explicó al auditorio que, definidas ya las PASO en favor de Bullrich, se convocará a otros técnicos de JxC (allegados a H.R.Larreta) para un trabajo conjunto.

En tanto, avanzó con otras definiciones tales como que “hay que cerrar Enarsa”, “esa empresa (estatal energética) no tiene razón de ser, es parasitaria”, remarcó.

Acerca de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) sostuvo que “puede seguir pero para cumplir su rol original, sin intervenir en otras cuestiones como ocurre actualmente”.

Cabe referir que CAMMESA es una empresa de gestión privada con propósito público, cuyo paquete accionario es propiedad de los agentes del MEM en un 80%, y el 20% restante está en poder del Estado (Secretaría de Energía), desde la cual es responsable de la administración técnica, económica y regulatoria del sistema de interconexión y del mercado en general.

Con relación a la política tarifaria para los servicios de electricidad y gas, y el tema de los subsidios estatales aplicados a estos rubros, Nicolás Gadano sostuvo que “los precios de la energía estan muy distorsionados. Durante el gobierno de Cambiemos (Mauricio Macri) hubo un esfuerzo para ordenarlos, pero eso se perdió (con el gobierno de Alberto Fernández) y hoy tenemos precios medios muy bajos, que deberán recomponerse con una macroeconomía ordenada”.

Al respecto, Esteban Kiper consideró adecuada la quita de subsidios en base a una segmentación de los usuarios en tres niveles dispuesta el año pasado por Economía. “La eliminación de subsidios para el segmento 1 (de altos ingresos) no generó ruido porque es un sector que puede pagar” (la tarifa plena).

Opinó que “para el segmento 2 (usuarios de bajos ingresos) debe aplicarse subsidio directo”, y que para el segmento 3 (ingresos medios) “hay que mantenerlos considerando la evolución de los ingresos (salariales) que, medidos en dólares, hoy son mas bajos que en el 2015” (gobierno de CFK). “Hay que coordinar política económica con política energética”, señaló.

En este orden, Apud sostuvo que “hay que reveer esta segmentación porque es injusto que un tercio de los usuarios sea quien cargue con todo el peso de los costos de la energía”. “Antes que pensar en los ricos que pueden pagar hay que trabajar para que se haga un uso mas racional de los recursos por parte de los sectores medios y bajos”, señaló.

Y agregó que “es necesario hacer que se pague la tarifa plena. En esto hay que ir al quirófano pronto, sabiendo que habrá un impacto inflacionario de la medida, …. pero que luego pasará”, enfatizó Apud.

Para Gadano, “la secuencia de la reducción de subsidios debe enmarcarse en un programa de estabilización, con pautas de reducción del déficit”.

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Plan de Milei para Energía

Opinión

Con el título de REFORMA ENERGETICA, el plan de gobierno elaborado por La Libertad Avanza (Javier Milei) define principales aspectos referidos a una política para el sector a ejecutar en caso de ser gobierno nacional :
Texto –
. LA ENERGIA ES EL MOTOR INDISPENSABLE PARA EL CRECIMIENTO ECONOMICO. EL SISTEMA ENERGETICO ACTUAL SE ENCUENTRA DESINVERTIDO, DESFINANCIADO, INEFICIENTE Y CON RIESGOS DE COLAPSO. LOS SUBSIDIOS A LA OFERTA (A LAS EMPRESAS) DISTORSIONAN LA SEÑAL DE PRECIOS QUE EL MERCADO NECESITA PARA REALIZAR EL CALCULO ECONOMICO NECESARIO PARA INVERTIR, CRECER Y LOGRAR UN SISTEMA ENERGETICO EFICIENTE.

PARA ELLO VAMOS A:
A. ELIMINAR LOS SUBSIDIOS ECONOMICOS RECALIBRANDO LA ECUACION ECONOMICA FINANCIERA DE LOS CONTRATOS PARA BAJAR EL COSTO DE LAS EMPRESAS.

B. IMPLEMENTAR ESQUEMAS TARIFARIOS REALISTAS QUE DEBIDO A LA BAJA DE COSTO LUEGO DE LA RECALIBRACION DE LOS CONTRATOS NO AFECTARAN DIRECTAMENTE EL BOLSILLO DE LOS ARGENTINOS.

C. REFORMULAR LOS ENTES REGULADORES

D. MIGRAR HACIA UN ESQUEMA DE SUBSIDIO A LA DEMANDA PARA AQUELLAS FAMILIAS ARGENTINAS QUE LO REQUIERAN.

E. PROMOVER LA AMPLIACION DE LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE LOS SISTEMAS DE ELECTRICIDAD, GAS NATURAL, Y CRUDO MEDIANTE MECANISMOS DE DECLARACION DE INTERES PUBLICO Y LA CONVOCATORIA AL SECTOR PRIVADO MEDIANTE CONTRATOS “COM”.

El capítulo 7 del Plan se refiere a PROMOCION DE INVERSIONES, y señala:

. ARGENTINA ES UN PAIS TOTALMENTE DESCAPITALIZADO Y SIN INVERSIONES. TENEMOS RECURSOS NATURALES SUBEXPLOTADOS PORQUE EL MARCO JURIDICO NO GARANTIZA LA SEGURIDAD QUE LAS EMPRESAS REQUIEREN PARA INVERTIR Y DESARROLLARSE.
TENEMOS UN HISTORIAL DE INCUMPLIMIENTO DE CONTRATOS QUE HACE QUE LAS EMPRESAS NO QUIERAN INVERTIR SU CAPITAL EN NUESTRO PAIS. PARA ELLO VAMOS A PROMOVER UN REGIMEN DE INVERSIONES CON FOCO EN MINERIA, HIDROCARBUROS, ENERGIAS RENOVABLES, FORESTAL, ETC.

PARA QUE ELLO SUCEDA AVANZAREMOS EN:

F. ELIMINACION DE RESTRICCIONES CAMBIARIAS
G. ELIMINACION DEL COBRO DE DERECHOS DE EXPORTACION
H. GENERACION DE UN REGIMEN ESPECIAL DE FOMENTO PARA LAS INVERSIONES DE LARGO PLAZO.

Se aguardan ampliaciones indispensables por parte del candidato.

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Kicillof se reunió con autoridades de Equinor

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, se reunió con autoridades de la empresa noruega Equinor para repasar los avances de cara a las actividades en las áreas petroleras costas afuera de la Provincia (offshore).

“La empresa comunicó que proyecta realizar las exploraciones sísmicas en el mes de octubre y la primera perforación (pozo Argerich) durante el mes de enero de 2024, destacó el gobierno bonaerense.

Y añadió que “según los estudios exploratorios realizados, este primer proyecto tendría una producción potencial estimada de 250 mil barriles diarios, lo cual equivale a la producción total actual de petróleo convencional y no convencional de YPF”. “Asimismo, un proyecto offshore de este tipo generaría 22.000 puestos de trabajo directos y 110.000 indirectos”.

La Cuenca Bonaerense representa una posibilidad de modificar sustancialmente la ecuación de autoabastecimiento energético del país: sólo en el área explorada, hay posibilidad de realizar 3 o 4 pozos de esta envergadura.

Las áreas en la Cuenca Bonaerense donde se llevará adelante la actividad de Equinor se encuentran a más de 300 km. de la costa, a la altura de Mar del Plata.

“Los estudios realizados han determinado una probabilidad casi nula de riesgo ambiental para la costa argentina, debido a la gran distancia a la que se encuentran los recursos y a la dinámica de las mareas; así como también a la capacidad de Equinor, una de las petroleras con mayor experiencia en producción offshore”, se indicó.

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Rigen nuevos precios de naftas y gasoils (Shell, Puma, Axion). Falta YPF

Las petroleras Shell, Puma y Axion modificaron los precios de sus naftas y gasoils desde el primer minuto del miércoles 16/8 en un promedio de 12,5 por ciento y se espera que YPF, principal operadora del mercado local también los actualice en las próximas horas.

Los nuevos precios de referencia para las estaciones de servicio de Shell en la CABA son: Nafta Súper 258,7 pesos por litro, VPower Nafta $ 328,3, Evolution Diesel $ 291,6; y V Power Diesel 375,4 pesos.

En el caso de Axion, los nuevos precios son: Nafta Súper $ 259,9 el litro, Nafta Quantium $ 315,9, y Diesel Quantium 360,9 pesos.

La actualización parcial de precios se produce tras la finalización de un acuerdo trimestral (el segundo del año) entre las principales compañías refinadoras-comercializadoras y el ministerio de Economía, que pautó actualizaciones mensuales del 4 y 4,5 % en procura de una contención de la inflación que, en ése mismo semestre, promedió el 6,5 %.

El contexto de la devaluación del peso del 18 por ciento en relación al dólar ($ 350 por unidad) dispuesta el lunes 14 por el ministerio de Economía vino a acentuar el desfase de precios en el rubro combustibles, considerando además la variación al alza del precio del petróleo crudo (WTI U$S 81 y Brent U$S 85), y de U$S 63 el barril local).

Se estima que Economía, a través de la Secretaría de Energía, procurará un nuevo acuerdo trimestral de precios con las petroleras que comprenderá a la suba ahora dispuesta por las compañías.

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China inició obras de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo

Comenzaron las obras de la mayor central de almacenamiento por bombeo en la provincia de Qinghai, China, un proyecto hidroeléctrico que se espera tenga una capacidad máxima instalada de 2,8 gigavatios (GW) una vez esté en funcionamiento. Este emprendimiento podría impulsar significativamente la producción de energía renovable en el desierto de Gobi y la meseta tibetana, informó la Administración Nacional de Energía (ANE).
La central tendrá dos embalses y actuará como una batería gigante, liberando agua de un embalse superior para generar electricidad cuando la demanda sea alta y bombeando agua de vuelta utilizando otras fuentes renovables cuando la demanda sea baja.

Qinghai es la provincia china con mayor capacidad instalada de energías renovables. Su red eléctrica se compone de un 28% de fuente hidroeléctrica y un 63% de solar y eólica combinadas.
Se calcula que para 2030 la provincia superará los 100 GW de fuentes renovables, tres veces y media la capacidad instalada actual.

Liu Yongqi, director de la división de almacenamiento por bombeo y nuevas energías de State Grid, declaró que la central colmaría una laguna en la capacidad de almacenamiento por bombeo de Qinghai y desempeñaría un papel importante en el suministro de energía estable a la red eléctrica.

La central de Warang tendrá una capacidad de almacenamiento de 20 millones de kilovatios-hora y se conectará a la red eléctrica de Qinghai a través de una línea de transmisión de 750 kilovoltios, afirma la NEA.
Una vez que la central de Warang esté en funcionamiento, el almacenamiento que proporciona equivaldrá a una reducción de 4,55 millones de toneladas de emisiones de dióxido de carbono al año y mejorará la transmisión de energía de las centrales eólicas y solares de los alrededores, según Xinhua.
La central de Warang se está construyendo junto con otros tres proyectos, y juntos mejorarán el acceso a la electricidad de 650.000 personas, indicó Xinhua.
 

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Wintershall Dea obtiene nueva licencia para almacenar CO2 en el Mar del Norte

Wintershall Dea está intensificando sus actividades de captura y
almacenamiento de carbono (CAC) en la parte meridional del Mar del
Norte. La Autoridad de Transición del Mar del Norte (NSTA, por su sigla
en inglés) ofreció a la compañía una nueva licencia para almacenar CO2
bajo el fondo marino. El potencial anual estimado de almacenamiento
de la licencia de Camelot es de hasta 6 millones de toneladas y supone
una contribución valiosa para la potencial reducción del CO2 en el Reino
Unido.
Con la ambición de convertirse en una compañía líder en la gestión del
gas y el carbono, Wintershall Dea considera la adjudicación como un
importante paso para acceder a la industria de CAC del Reino Unido, y
para desarrollar el noroeste de Europa como región clave para las
tecnologías de gestión del carbono en la cartera de la empresa.

“Wintershall Dea es uno de los principales actores de CAC en el Mar del
Norte, con un total de cuatro licencias en tres países del Mar del Norte.
Con el proyecto Camelot, una vez más reafirmamos nuestro compromiso
con el desarrollo de sitios de almacenamiento de CO2 en el Mar del Norte
para ofrecer soluciones que hagan frente al cambio climático y
descarbonizar la industria”,
señaló Hugo Dijkgraaf, director de
tecnología (CTO) de Wintershall Dea y miembro del Directorio. “Nos
complace trabajar con nuestro socio para seguir desarrollando este
proyecto y añadir otra pieza esencial del rompecabezas para una
infraestructura europea de CO2″, añadió.

La licencia es para el área Camelot, que es una combinación de
yacimientos de gas agotados y un acuífero salino suprayacente.
Wintershall Dea tendrá una participación del 50% junto con Synergia
Energy, que será el operador del proyecto en la fase de prospección.
El programa de trabajo para la licencia será desarrollado y supervisado
por Wintershall Dea Carbon Management Solutions UK. Esta entidad fue
creada en agosto de 2022 para evaluar e implementar proyectos de
gestión de carbono en el sector del Mar del Norte del Reino Unido.
Wintershall Dea es un socio y operador activo en el Mar del Norte del
Reino Unido desde hace muchos años y, por lo tanto, conoce muy bien el
subsuelo de esta área. “Gracias a la amplia experiencia operativa y al
extenso conocimiento del subsuelo adquiridos a lo largo del tiempo, Wintershall Dea está bien preparada para contribuir al desarrollo de estos depósitos para almacenar CO2, potencialmente en torno a 2030. Se trata de un gran éxito en un entorno muy competitivo”,
señaló Matthias Pfeiffer, responsable nacional de Wintershall Dea en Reino Unido para CAC e Hidrógeno.

El gobierno del Reino Unido ha definido la CAC como uno de los
principales pilares para mitigar el cambio climático y descarbonizar el
sistema de energía, así como la industria pesada y de alto consumo
energético. La NSTA anunció su intención de adjudicar más de
100 licencias en la Plataforma continental del Reino Unido (UKCS, por su
sigla en inglés) en los próximos años, para explotar todo el potencial de
almacenamiento en alta mar

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Minera Exar produce litio con energía solar de YPF Luz

Minera Exar inició en julio la producción de litio en el Salar Cauchari-Olaroz -provincia de Jujuy-, abastecida en un 30% con energía renovable proveniente del Parque Solar Zonda de YPF Luz.

La demanda se abastece en el marco de un convenio firmado por ambas compañías, que tiene una duración de una década por 36.000 MWh/año. El acuerdo permite a Minera Exar operar con energías limpias y a la vez evitar más de 10.500 toneladas de emisiones anuales de CO2 equivalente.

La energía renovable utilizada para abastecer las operaciones de Minera Exar se origina en el Parque Solar Zonda, el primer parque solar de la YPF Luz, que comenzó sus operaciones en abril de este año. Está ubicado en el departamento de Iglesia, provincia de San Juan y cuenta actualmente con una capacidad instalada de 100 MW. Su factor de capacidad se estima en 35,6 % con una producción anual de 312 GWh.

Las compañías se reunieron recientemente en el marco del XII Seminario Internacional de Litio para analizar los avances del acuerdo, explorar nuevas colaboraciones en materia de energía renovable, así como otras soluciones energéticas que el Grupo YPF ofrece a sus clientes del segmento minero.

Estuvieron presentes Ignacio Celorrio, presidente de Lithium Americas, Mariana Iribarne, gerente de relaciones institucionales de YPF Luz, Martín Juarez, gerente comercial de YPF Luz, Franco Mignacco, presidente de Minera Exar, y Germán Stocker, gerente comercial de minería de YPF S.A.

“Es importante que empresas como Minera Exar operen con energías limpias, para reducir el impacto de la huella de carbono; y nos enorgullece que nos elijan como su aliado estratégico desde el inicio de sus operaciones para acompañarlos en esta transición energética”, afirmó Martín Juárez.

“La firma de este acuerdo ratifica nuestro compromiso con las energías renovables. Valoramos el trabajo de YPF Luz, que desde el inicio de nuestra operación, nos acompaña en esta importante transición hacia un futuro más sostenible”, explicó por su parte Franco Mignacco.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa generadora de energía eléctrica que desde 2013 lidera la transición energética. Su misión es generar energía rentable, eficiente y sustentable, optimizando los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. La compañía cuenta con más de 3,2GW de capacidad instalada que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Actualmente está construyendo un parque eólico de 155 MW en la provincia de Córdoba.

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Consulta pública para la interconexión eléctrica Esquel-Río Mayo

El gobierno de Chubut llevará a cabo el 30 de agosto en Gobernador Costa una consulta pública, ambiental y social por el proyecto de interconexión entre Esquel y Río Mayo, obra que permitirá la conexión de 12 localidades que actualmente se encuentran aisladas.

La consulta será transmitida en simultáneo a través del canal de YouTube de Canal 7 Televisión Pública del Chubut. El proyecto de interconexión 132 kV entre Esquel y Río Mayo establecerá un nexo esencial entre el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y los corredores centro oeste y sudoeste. Vinculará 12 localidades que hoy se encuentran aisladas, con una población total de 14.880 habitantes. 

En la actualidad, estos corredores son abastecidos por dos centrales térmicas ubicadas en la ciudad de Gobernador Costa y otra en la ciudad de Río Mayo. Si bien existe una interconexión en 33 kV y 13,2 kV que vincula cada central térmica con sus respectivas ciudades, no existe una conexión entre ambas. 

Este nuevo sistema alcanzará al 53 % de los usuarios aislados en la provincia, sustituyendo el 100 % del consumo de gas para generación aislada y el 25 % del consumo de Gas Oil utilizado en la generación de ese tipo en todo Chubut. 

Las localidades beneficiadas serán Tecka, Gobernador Costa, José de San Martin, Río Pico, Atilio Viglione, Río Mayo, Alto Río Senguer, Ricardo Rojas, Lago Blanco, Facundo, Buen Pasto y Aldea Beleiro. 

Este proyecto es el resultado de una colaboración conjunta entre el Ministerio de Economía de la Nación, la Secretaría de Energía nacional, el Consejo Federal de Energía Eléctrica, el Fondo Fiduciario Para el Transporte Eléctrico Federal, el Gobierno de Chubut y el Ministerio de Infraestructura, Energía y Planificación. Además, cuenta con el respaldo y la participación del Banco Interamericano de Desarrollo, la Agencia Francesa de Desarrollo y el Banco Europeo de Inversiones.

La consulta pública sobre el proyecto se realizará el miércoles 30 de agosto a las 10:30 en el Auditorio Municipal Atilio Viglione de Gobernador Costa. El espacio está ubicado en la intersección de la calle Perito Moreno y José de San Martin.  Aquellas personas que no puedan asistir en persona tendrán la posibilidad de seguir el evento en vivo a través del canal de YouTube de Canal 7 Televisión Pública del Chubut: @C7Chubut. 

Los interesados podrán obtener más detalles en el sitio web www.infraestructura.chubut.gov.ar. Además, las inscripciones se realizan por correo electrónico en chubut.infraestructura@gmail.com.

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IES: Se desinfla el crecimiento del consumo de electricidad

Debido a un invierno benigno y el impacto de los aumentos tarifarios, en los primeros seis meses de 2023 la demanda de electricidad registró un crecimiento de 4,2% interanual, aunque se contrajo en el segundo trimestre (-5,8% interanual).

La generación de electricidad retrocedió en el segundo trimestre de 2023 en línea con el comportamiento de la demanda y sostuvo un ligero crecimiento en la primera mitad del año, describió un informe periódico de Investigaciones Económicas Sectoriales (IES).

La capacidad de generación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) cerró la primera mitad del 2023 en positivo con una expansión de 1,1% en relación al registro de diciembre de 2022.

La capacidad instalada al SADI concluiría el 2023 con un ingreso neto (sin contar bajas) de 977 MW, lo que implicaría una mejora sustancial respecto al magro registro de 2022 (89 MW) y de los 791 MW previstos meses atrás.

El Gobierno tomó la decisión de volver a ajustar en mayo el valor de referencia de la energía para el invierno y rompió con el esquema de aumentos previsto anteriormente. Para Alejandro Ovando, Director de IES Consultores: “El impacto de los aumentos
tarifarios y un invierno benigno extenderán el retroceso de la demanda de electricidad”.

Descargar IES Semanal – Sector Energía Eléctrica

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El ENRE autorizó incorporar 206 MW de renovables al SADI

El interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Walter Martello, destacó la incorporación de tres nuevos accesos a la capacidad de transporte de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, que permitieron aumentar en 206,6 MW la potencia instalada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

A través de las Resoluciones ENRE 547/2023, 550/2023 y 562/2023 que firmó en julio, Martello autorizó el acceso a dos nuevos parques de energía eólica y a una nueva central térmica a biogás, ubicados en las localidades bonaerensesde Tandil, Olavarría y Tigre. Cada parque eólico aportó 100,8 MW de potencia instalada al SADI, mientras que la central térmica incorporó 5 MW.

En el transcurso del mismo mes, el Interventor del ENRE autorizó seis obras de ampliación de la capacidad de transporte de energía eléctrica, tres vinculadas a las instalaciones mencionadas. Las características de las otras tres ─ubicadas en lasprovincias de Catamarca, Salta y Tucumán─ figuran en las Resoluciones 475/2023, 498/2023 y 510/2023.

Desde el inicio de la gestión de Martello, en septiembre de 2022, el ENRE otorgó el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública a 56 obras de ampliacióna la capacidad de transporte de energía eléctrica en trece provincias y autorizó 26 obras de acceso al transporte eléctrico que incorporaron 1.370,75 MW a la potencia instalada, con una participación de generación renovable de un 73% de ese total.

El Interventor señaló que las obras de energías renovables “aportan al proceso de transición energética y a la diversificación de la matriz de generación eléctrica”, y que su incorporación al sistema interconectado “contribuye a mejorar y ampliar el abastecimiento eléctrico de miles de argentinos y argentinas en todo el territorio nacional”.

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Monitor de la actividad energética, Julio 2023

Elaborado por Universidad Nacional de La Matanza*

Precios del petróleo y del gas / Análisis del precio interno y externo

Los precios internacionales del crudo tocaron el menor valor de los últimos 2 años, durante el mes de junio, como consecuencia de la desaceleración económica global. No obstante, en el mes de julio, la cotización volvió a posicionarse en las cercanías de los 80 dólares, producto del recorte de producción de OPEP y la mejora de perspectivas de crecimiento en EEUU, Europa y China. Por otro lado, los crudos locales experimentan variaciones similares a la del Brent, con descuentos de hasta el 15% para el crudo Medanito.

Precios internacionales y domésticos del Petróleo

Fuente: elaboración propia en base a Secretaría de Energía

El crecimiento de la oferta doméstica, con producción record de Vaca Muerta, ha generado una reducción en el precio del gas doméstico mientras el precio del GNL, que corresponde a la licitación realizada en febrero pasado, se mantiene relativamente constante. Comparando con el dato del GNL importado, actualmente el valor de importación ha caído cerca del 50% respecto a junio 2022. La expectativa, a partir del mes de agosto es que la dependencia del gas importado por barco se contraiga significativamente con el funcionamiento a pleno del nuevo gasoducto Néstor Kirchner. En el caso del gas de Bolivia se aprecia una caída del precio, con volúmenes cada vez menos significativos de suministro del mercado local.

Precios internacionales y domésticos del Gas

Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía, Ministerio de Hidrocarburos y Energías de Bolivia e Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (IEASA).

Combustibles Líquidos / Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Los precios domésticos de los combustibles líquidos siguen corriendo por debajo de su precio de paridad de importación, reflejando un incremento en las brechas a diferencia del mes anterior. La excepción a este comportamiento es el caso del gasoil grado 3, que se encuentra por arriba de su precio paridad de importación. Todo esto se dio en el marco de una baja en el precio internacional del petróleo, que contribuyó a cerrar la brecha interna, pero en dirección contraria operó la cotización de la divisa internacional.

Fuente: Elaboración propia en base a Scheimberg, S. (2020): El mercado argentino de combustibles líquidos y la competencia. RADEHM, N°25, mayo-julio 2020.; EIA; Secretaría de Energía; BCRA & FADEEAC.

En sintonía con lo reflejado a nivel nacional, las brechas están presentes en las cuatro provincias que hemos seleccionado. Además, como hemos comentado en anteriores oportunidades, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires sigue mostrando mayores disparidades con respecto al resto de las provincias, incluso es la única que paga el gasoil grado 3 por debajo del precio paridad de importación.

Fuente: Elaboración propia en base a Scheimberg, S. (2020): El mercado argentino de combustibles líquidos y la competencia. RADEHM, N°25, mayo-julio 2020.; EIA; Secretaría de Energía; BCRA & FADEEAC

Análisis de la demanda / Gas Natural

La información de este gráfico cuenta con datos que llegan hasta el mes de mayo. Dicho esto, en los primeros 5 meses del año la demanda de gas se mantuvo relativamente constante. Los tres grandes demandantes tuvieron una variación disímil. Mientras el sector residencial se contrajo profundamente (-18%), la industria se expandió (7%), y el sector de generación de electricidad se mantuvo constante. Lo cierto es que hasta mayo no se habían producido los incrementos tarifarios que posiblemente impactarán en los consumos a partir de junio. Por su parte, el consumo de GNC, que normalmente responde al comportamiento de un bien inferior (aumenta en períodos recesivos), no está creciendo, y ello puede estar influenciado por la restricción de divisas para la adquisición de equipamiento importado.

Composición mensual de la demanda de gas por tipo de usuario

Fuente: Elaboración propia en base a ENARGAS.

Electricidad

Durante el mes de junio, se presenció una caída interanual de la demanda energética. La caída está explicada especialmente por la demanda residencial debido a que dicho mes tuvo temperaturas superiores a lo esperado y por arriba de la media del mes. No solo eso, sino que junio de 2022 fue más frío de lo habitual. Asimismo, la demanda comercial se contrajo cerca del 5%, mientras la industria mantiene un ligero crecimiento, a pesar que los indicadores de la actividad industrial registraron un descenso del -2.5%, según el IPI de Fundación FIEL. En este sentido, la desaceleración de la industria es capturada de mejor manera cuando comparamos la demanda del sector durante el primer semestre del 2023. En este caso la variación del consumo eléctrico es de apenas el 0.8%. A nivel agregado la demanda del semestre mostró un incremento del 4.3%.

Composición mensual de la demanda por tipo de usuario

Fuente: Elaboración propia en base a informes mensuales de CAMMESA

Combustibles líquidos

La demanda de combustible ha venido creciendo en el período post pandemia de un modo notable. Comparando el primer semestre del año con igual período del año 2019, previo a la pandemia, los volúmenes del 2023 están un 12% arriba en el agregado de naftas y gasoil. Comparándolo contra el primer semestre del 2022 también hay un incremento moderado del agregado (1.5%), pero con un comportamiento selectivo. En efecto, en la demanda de gasoil existe un efecto sustitución considerable, que viene profundizándose. Respecto al semestre el gasoil grado 3 se contrajo un -9.5%, mientras el grado 2 creció un 2.6%; y en el último mes las variaciones fueron -13.3% y 2.6%, respectivamente. En el caso de las naftas la sustitución fue menos pronunciada: la grado 2 aumento 8.9% y 5.2%, considerando semestre y último mes, mientras la grado 3 se contrajo -1.7% y 0.9%, respectivamente. Si bien parece que la demanda de gasoil es más elástica que la de nafta, las variaciones en los precios no han sido comparables, en particular porque el gasoil grado 3 es muy mayormente importado.

Composición de la demanda por producto

Fuente: Elaboración propia en base a Información Estadística de Hidrocarburos – Secretaría de Energía.

Dinámica precio-costo de los servicios públicos / Precio monómico

El precio monómico de la energía, que en mayo había alcanzado su récord desde que llevamos a cabo la medición, durante el mes de junio alcanzó un nuevo máximo. De esta manera, prosigue su sendero alcista, con una aceleración durante los dos últimos meses analizados. Sin embargo, el incremento internanual es apenas mayor al 70%, muy debajo de la tasa de inflación y devaluación, siendo ambas superiores al 100%.

Fuente: Elaboración propia en base a informes mensuales de CAMMESA

Tarifas

Las tarifas tuvieron comportamientos disímiles. Por un lado, la tarifa de la electricidad mostró una desaceleración tras el fuerte incremento transcurrido el mes pasado y un incremento en términos reales respecto a junio de 2022.

Mientras que la tarifa de gas tuvo un ligero retroceso, rompiendo con la serie de incrementos mensuales consecutivos que se habían dado a lo largo de este año. Además, si establecemos una comparación interanual, el índice tarifario del gas medido en moneda constante ha caído.

Evolución índice tarifario

Fuente: Elaboración propia en base a actualización de Porto et al. (2022); Boletín de Precios y Tarifas Públicas: No 13 – Evolución a diciembre 2022. CEFIP – UNLP, enero 2023 Electricidad: Cálculo de tarifa residencial para un consumo de 450kWh por mes.  Hasta febrero de 2017: TR2. Hasta noviembre de 2022: tarifa 1 R4. Luego: tarifa 1 R4 para nivel de mayores ingresos. Gas: Cálculo de tarifa residencial para un consumo de 157 m3 por mes. Tarifa plena. Cargo fijo y cargo variable: Promedio de tarifa R1 – R3 4°. Nivel de mayores ingresos. Subzona: Provincia de Buenos Aires.

Subsidios

Tomando el acumulado de estos primeros 6 meses del año, notamos que se rompió la tendencia al aumento de los subsidios (tanto energía como transporte) que comenzó en 2019.  Sin embargo, este esfuerzo fiscal en medio de un año electoral no parece ser suficiente para llegar a niveles de 2019.

Composición de los subsidios: acumulado anual

Fuente: Elaboración propia en base a ASAP con datos de ejecución presupuestaria (ONP).

Crack spread / Aproximación a los márgenes de comercialización

El margen de comercialización de las refinerías muestra un incremento en torno al 8-9% en los Estados Unidos respecto al mes anterior, aunque muy abajo del beneficio mostrado en junio, pero del año pasado (caída de poco más de 20 dólares). Por otra parte, en la Argentina hubo una reducción que gira alrededor al 3-4% mensual pero que en la comparación interanual refleja una caída cercana al 13%.

Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía, EIA, BCRA & FADEEAC.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

En primer lugar, vamos a recordar que se modificó la metodología de cálculo ya que se pasó de tomar el promedio móvil de 12 meses al promedio móvil de tres meses.

En un contexto de severos problemas externos y fiscales, se ha reducido de manera cuantiosa el déficit del sector energético respecto a junio de 2022.

Fuente: Elaboración propia en base a Balance Cambiario – BCRA

Producción de petróleo y gas / Análisis de la producción convencional y no convencional

La producción no convencional continua en su senda ascendente comenzada en noviembre de 2022 mostrando un incremento anualizado del 5%.

Producción convencional y no convencional de gas

Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía – Producción de petróleo y gas por pozo (Capítulo IV).

La producción no convencional tuvo un incremento interanual del 24% aunque mostrando una desaceleración respecto al mes pasado, donde dicho aumento fue superior al 25%. Este fenómeno tiene como contracara el retroceso en la producción convencional.

Por otra parte, tras el record mensual de marzo, la producción no pudo llegar nuevamente a dicho pico histórico. Probablemente sea por la falta de infraestructura y los problemas que han surgido con la importación de insumos para la producción.

Producción convencional y no convencional de petróleo

Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía – Producción de petróleo y gas por pozo (Capítulo IV).

Por último, en concordancia con lo dicho párrafos atrás, se puede apreciar que sigue ganando peso relativo la producción no convencional por sobre la convencional en el caso del gas. En el caso del petróleo, hay un estancamiento en los últimos meses.

Porcentaje de producción no convencional sobre el total

Fuente: Elaboración propia en base a Secretaría de Energía – Producción de petróleo y gas por pozo (Capítulo IV).

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Eximen del Impuesto PAIS a importaciones destinadas a gasoductos

. La Secretaría de Energía resolvió excluir del pago del denominado “Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria” (PAÍS) a las operaciones de importación de una serie de mercaderías destinadas a la generación de energía y a la construcción y puesta en marcha del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), para la reversión del Gasoducto Norte y conexas, y a las obras integrantes del Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”.

Se trata de un impuesto establecido por el artículo 35 (Inciso a) de la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública, vigente desde diciembre de 2019.

Dicho artículo estableció “con carácter de emergencia, por el término de cinco (5) períodos fiscales a partir de la entrada en vigencia de la Ley referida, un impuesto que se aplicará en todo el territorio de la Nación, por caso sobre las operaciones de compra de billetes y divisas en moneda extranjera para atesoramiento o sin un destino específico vinculado al pago de obligaciones, efectuadas en el mercado de cambio por residentes en el país.

La oficializada Resolución S.E. 671/2023 establece que “a los fines de gozar de la excepción prevista el interesado deberá presentar una declaración jurada ante la Dirección General de Aduanas de la AFIP, en oportunidad de acceder al Mercado Libre de Cambios”.

Aduanas “instrumentará, desde el punto de vista sistémico, las medidas pertinentes para garantizar la identificación y la trazabilidad de las mercaderías que resulten incluidas” en la resolución.

En los considerandos de la R-671 se justificó esta decisión haciendo referencia a que la Resolución 67/2022 de la S.E. declaró de interés público nacional tanto la construcción del Gasoducto (GPNK) así como sus obras complementarias, como la construcción de las obras de ampliación y potenciación del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, creando a su vez el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”.

“Las obras encaradas, en ese marco, por el Estado Nacional, implican una inversión de máxima relevancia para la República Argentina, y su avance y posterior finalización redundarán en un beneficio que, entre otros aspectos, evitará la importación de combustibles sustitutivos cuyo costo erosiona las finanzas públicas”, se puntualizó.

“En atención a ello, en esta primera instancia, corresponde incluir en el marco de la excepción que autoriza el Artículo 13 bis del Decreto 99/2019 a las importaciones de determinadas mercaderías (especificadas en el Nomenclatura Común del Mercosur y descriptas en la R-671), y también a aquellas que se importen con destino a las obras vinculadas con el GPNK, a la reversión del GN y conexas y a las obras del Programa “Transport.Ar Producción Nacional”.

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Según la AIE podrían subir más los precios del crudo

La reducción de la oferta de petróleo impulsada por los recortes que la OPEP+ aplicó a la producción y el aumento de la demanda mundial promovieron un repunte de los precios del crudo con el Brent alcanzando máximos de más de 88 dólares por barril ayer, el más alto desde enero.

Según la Agencia Internacional de Energia (AIE), si se mantienen los objetivos actuales de la entente, los inventarios podrían reducirse en 2,2 millones de barriles diarios (bpd) en el tercer trimestre y en 1,2 millones de bpd en el cuarto, “con el riesgo de que los precios sigan subiendo”.

De acuerdo con la agencia, en julio la oferta mundial de crudo se redujo en 910.000 bpd, en parte debido a una fuerte reducción de la producción saudí. Pero las exportaciones rusas se mantuvieron estables en torno a los 7,3 millones de bpd en julio.
La agencia también pronostica que el crecimiento de la demanda se ralentizará bruscamente el año que viene hasta 1 millón de bpd.

“Con la recuperación pospandémica en gran medida completada y múltiples vientos en contra que desafían las perspectivas de la OCDE, el aumento del consumo de crudo se ralentizará notablemente”, informó la AIE en referencia a los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico.

La previsión de crecimiento de la demanda es inferior en 150.000 bpd a la del mes pasado y contrasta con la de la organización petrolera que ayer mantuvo su previsión de que la demanda aumentará en 2,25 millones de bpd en 2024.

“Las perspectivas económicas mundiales siguen siendo difíciles debido a la subida de los tipos de interés y a la restricción del crédito bancario, lo que afecta a las empresas, que ya tienen que hacer frente a la atonía del sector manufacturero y del comercio”, informó la AIE.

La agencia también espera que la demanda aumente en 2,2 millones de barriles diarios en 2023 y estima que la demanda alcance una media de 102,2 millones de bpd este año, y que China represente más del 70% del crecimiento.

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YPF: EBITDA de U$S 1.000 MM en el segundo trimestre. Retomó exportaciones de crudo después de 18 años

. Durante el segundo trimestre de este año, YPF registró un EBITDA (beneficio bruto de explotación antes de intereses, impuestos, y amortizaciones) que alcanzó los 1.005 millones de dólares consolidando una ganancia neta de más de 85.000 millones de pesos en el período abril-junio y de casi 144.000 millones de pesos en los primeros 6 meses del año.

La Compañía de mayoría accionaria estatal lleva invertidos más de 2.650 millones de dólares en los primeros seis meses del año, un incremento de más del 60 % en dólares respecto al mismo período de 2022, y ratificó su plan de inversiones de unos 5.000 millones de dólares en 2023.

La producción total de hidrocarburos de la Compañía durante el segundo trimestre fue de 513 mil barriles equivalentes por día. La producción de petróleo promedió los 241 mil barriles diarios, con un crecimiento del 7 % respecto al segundo trimestre de 2022 y del 1 % respecto al trimestre anterior. La producción de gas, se mantuvo estable respecto al trimestre anterior y ascendió a los 36,5 millones de metros cúbicos por día.

Además, la Compañía logró un hito clave de su plan estratégico de crecimiento. Después de 18 años, YPF volvió a exportar crudo neuquino de forma estructural a partir de la rehabilitación, en el mes de mayo, del oleoducto trasandino que conecta Neuquén con hile.

La actividad en yacimientos de hidrocarburos no convencionales continuó siendo el principal eje de crecimiento de la compañía. La producción total de shale llegó a un nuevo récord y durante el segundo trimestre representó el 45 % de la producción total de YPF.

La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento del 28 %, mientras que la producción de gas no convencional aumentó 10 % respecto a igual trimestre del año anterior en ambos casos. Este crecimiento se apalanca nuevamente en las mejoras operativas desarrolladas por la Compañía en sus campos en Vaca Muerta.

El informe de YPF describió que en el segundo trimestre se mantuvieron altos estándares de eficiencia en los tiempos de perforación y fractura de los pozos, alcanzando durante julio la marca histórica más alta en ambos indicadores: un promedio de 295 metros por día en perforación y 238 etapas por set por mes en fractura.

En cuanto a las actividades de industrialización y comercialización, las ventas domésticas de combustibles del segundo trimestre se mantuvieron estables en comparación con el segundo trimestre de 2022, donde se compensaron mayores ventas de naftas y menores ventas de gasoil, impactadas principalmente por una menor actividad del agro. Los niveles de procesamiento en las refinerías se mantuvieron en máximos históricos, creciendo 8 % respecto al año anterior, con una tasa de utilización del 93 por ciento.

En materia financiera, el flujo de caja libre fue negativo en 284 millones de dólares producto de las necesidades financieras vinculadas con el cierre del acuerdo por el juicio internacional de Maxus, liberando a la Compañía de una de las contingencias legales más relevantes de su historia. Si se excluyera el impacto de este acuerdo, el flujo de caja libre hubiera resultado neutro durante el trimestre.

El nivel de deuda neta fue de 6.312 millones de dólares con un ratio de endeudamiento neto en 1,4 veces en relación con el EBITDA ajustado.

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PAMPA: Produjo 13,5 MMm3/día de gas en Junio. Ganó U$S 164 MM en el segundo trimestre

Pampa Energía informó a sus inversores los resultados obtenidos en el segundo trimestre de 2023 indicando que la Compañía registró ventas por U$S 464 millones, similar al segundo trimestre del 2022, con una ganancia neta de U$S 164 millones.

Otros principales datos de Pampa destacados en el informe indican que la Compañía alcanzó un nuevo récord de producción de gas que se ubicó en los 13,5 millones de m3/día en junio, “a pesar de una demanda nacional moderada” (en gran medida debida a condiciones climáticas benévolas para ése mes).

Asimismo, se informó que se generó 17 % más de electricidad comparado con el segundo trimestre del 2022, mientras que a nivel país hubo una caída del 7 por ciento en la demanda.

La mayor generación gracias al Ciclo Combinado de la Central Térmica Barragán y a los nuevos parques eólicos. “Mantuvimos una excelente disponibilidad operativa del 95 %, muy por encima del desempeño a nivel país”, se explicó.

Pampa describió la expansión de los parques PEPE IV (ubicado en Coronel Rosales, PBA) y PEPE VI (Bahía Blanca): “Continuamos fortaleciendo nuestro posicionamiento en el mercado entre privados y el portafolio renovable” :
. PEPE IV habilitación completa de 81 MW: en operación desde el 17 de junio, con una inversión de más de U$S 120 millones.
. PEPE VI: de un total de 300 MW con una inversión de más de U$S 500 millones, se iniciaron las obras para las primeras etapas que agregarán 140 MW con una inversión de U$S 265 millones.

En cuanto a la producción de gas tuvo un crecimiento del 5 % internaual, a casi 11 millones de m3/día, con precios más altos gracias a las exportaciones, mientras que la producción nacional se mantuvo similar.

También se hizo hincapié en que Pampa operará el 100 % de Rincón de Aranda, un bloque con alto potencial de desarrollo de shale oil en Vaca Muerta. Ello en el marco de un acuerdo comercial en curso (de intercambio de activos) con Total.

Además del nuevo récord de producción de gas natural antes señalado, Pampa destacó que obtuvo permiso adicional para exportación en firme a Chile: “Un máximo de 0,9 millones de m3/día para el período julio–septiembre 2023, incrementándose a 1,5 millones de m3/día para octubre 2023 – abril 2024”.

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Naturgy presentó la 19° edición de su Informe de Sostenibilidad

La distribuidora de gas natural por redes Naturgy presentó la 19° edición de su Informe de Sostenibilidad, el cual reúne los avances logrados durante el año 2022, así como los desafíos que plantea el 2023. La compañía elabora y publica sus informes siguiendo los más reconocidos estándares internacionales de sustentabilidad.

A partir de la primera edición, en el año 2004, Naturgy BAN pasó gradualmente por las distintas ediciones y los niveles de aplicación de las guías de Iniciativa de Reporte Global (GRI), prestigiosa organización internacional que promueve criterios de rigor y transparencia en la elaboración de los informes de sostenibilidad, que realizan las principales empresas del mundo.

Este año, se migró a los nuevos Estándares GRI publicados en 2021, junto al suplemento sectorial de Petróleo y Gas. Asimismo, Naturgy utilizó por primera vez los Estándares SASB para el sector “Compañías y distribuidores de gas”, desarrollados bajo la supervisión de International Sustainability Standards Board (ISSB). Esto implicó un desafío para identificar el impacto y consolidar indicadores más rigurosos y enfocados en la industria de la compañía.

Naturgy Energy Group en España definió un Plan Estratégico 2021-2025 asentado sobre cinco pilares: la búsqueda de crecimiento orgánico, el foco en las actividades de renovables y redes, la mejora continua de procesos (incluidos especialmente los procesos de relación con clientes), la plena integración de criterios Ambientales, Sociales y de Gobernanza (ASG) en la estrategia y la gestión, y la transformación cultural que haga posible todo lo anterior.

“En materia de expansión del servicio, un importante hito fue la puesta en servicio de dos nuevas plantas reguladoras en la localidad de San Antonio de Areco; y el anuncio de la construcción de una nueva obra de infraestructura en Areco, que en su conjunto permitirán garantizar grandes mejoras del sistema de Alta Presión de esa localidad. Por su parte, en lo que respecta a los canales de relacionamiento con los usuarios utilizamos Inteligencia Artificial (IA) e incorporamos un `Cognitive Contact Center´ (CCC) en atención telefónica personalizada, que interactúa directamente, respondiendo de forma clara, precisa y fácilmente accesible. A su vez, un logro del año 2022 fue seguir avanzando en la concreción de nuestro Plan Estratégico 2021-2025, que se enmarca en el compromiso que tiene Naturgy con el medioambiente, la sociedad y la gobernanza (ASG)”, enfatizó Gerardo Gómez, gerente general de Naturgy BAN.

Este año, el informe refleja la contribución de Naturgy BAN con su Programa Sembrando Futuro, que, mediante iniciativas orientadas al cuidado del medioambiente, relacionadas a la formación y concientización, y a la restauración y compensación de la biodiversidad.

Las temáticas abordadas fueron la protección de los árboles como reguladores del clima, el problema que generan los residuos plásticos, el uso responsable del agua y la energía y la revalorización de residuos, entre otros. En cuanto a la gestión responsable del medio ambiente, hemos continuado con el compromiso de reducir la huella ambiental del negocio, extendiéndolo a todo el personal y a nuestra cadena de valor. Así, certificamos ISO 14001 como parte del Sistema Integrado de Gestión (SIG).

“Desde hace 19 años elaboramos nuestro Informe de Sostenibilidad. La edición 2022 muestra nuestros principales impactos en la economía, las personas y el ambiente, año en el que continuamos fortaleciendo el sistema para medir la gestión sustentable de nuestra actividad. Como resultado, hoy contamos con indicadores sólidos y comparables que permiten medir el éxito de nuestros esfuerzos en la creación de valor compartido con nuestros grupos de interés”, destacó Bettina Llapur, directora de Comunicación y RRII de Naturgy BAN.

El reporte se realizó con el apoyo de Sustenia y fue verificado externamente por SMS –San Martin Suarez y Asociados- firma miembro de SMS LATINOAMERICA, quienes prestaron plena conformidad para la edición de acuerdo a las recomendaciones de los Estándares de la Iniciativa de Reporte Global (GRI). Desde el primer informe, se creó dentro de la compañía, el “Grupo de Sustentabilidad” encargado de integrar todas las áreas en la gestión de la responsabilidad corporativa y de participar en el análisis y medición de indicadores.

Además, este grupo tiene la responsabilidad de acompañar el proceso de auditoría del Informe de Sostenibilidad. En la evaluación de sostenibilidad realizada por S&P Global en 2022, la compañía obtuvo una valoración de 87 puntos sobre 100.

El Informe de Sostenibilidad 2022 de Naturgy está disponible en el siguiente link: www.naturgy.com.ar/wp-content/uploads/2023/08/Informe-de-Sostenibilidad-_2022-comprimido.pdf

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

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

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CECHA tiene nueva conducción

Representantes de las distintas cámaras y federaciones que integran la Confederación del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) eligieron por unanimidad a Isabelino Rodríguez y Vicente Impieri como nuevos presidente y vicepresidente de la organización, a cargo de defender los intereses de las estaciones de servicio de todo el país.

Tras haberse cumplido el segundo mandato de Gabriel Bornoroni al frente de la CECHA, que se encontraba de licencia y fue reemplazado interinamente por Vicente Impieri, el jueves 10/8 los referentes de la entidad se dieron cita en Buenos Aires para definir sus nuevas autoridades.

Según establece el Estatuto, los cargos que se renovaron fueron el de presidente, que quedó a cargo de Isabelino Rodríguez; vicepresidente 1º Vicente Impieri; secretario, Alfredo González; tesorero, Marcelo Pirri; secretario de Asuntos Institucionales, Carlos Gold; secretario de actas, Pedro Llorvandi; entre otras autoridades.

La nueva conducción de CECHA tendrá como tarea “defender los intereses del sector que se encuentra en estado de emergencia ante la caída estrepitosa de la rentabilidad producto de la alta inflación, la regulación de los precios de los combustibles, las negociaciones paritarias y el atraso en las comisiones abonadas por contrato por parte de las petroleras”, se destacó.

“Valoramos la predisposición y la apertura al diálogo de los actores del Gobierno, pero después de tantos meses de gestiones necesitamos soluciones concretas. Mañana (viernes 11) nos reuniremos nuevamente con el gremio para negociar salarios cuando cientos de estaciones no pueden alcanzar el punto de equilibrio entre costos y ventas”, aseguró Rodríguez.

“En este contexto, las estaciones de servicios- y más aún las que no tienen bandera- se encuentran condenadas a un déficit operativo que torna inviable el negocio”, alertó el directivo.

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Tubos Argentinos obtiene la licencia del Instituto Americano del Petróleo

Tubos Argentinos, la primera empresa argentina dedicada a la fabricación de caños de acero con costura, ha recibido la certificación API Spec Q1 y la licencia de uso del monograma API 5L para la manufactura y comercialización de caños con costura con proceso de soldado de alta frecuencia para la industria de gas y petróleo.

El alcance de la licencia incluye: fabricación de Line Pipe grados PSL1 y PSL2, caño tipo HFW (high frecuency welding), con tratamiento térmico de su soldadura y máximo grado de acero L360 o X52.

Esta certificación y licencia otorgadas por el Instituto Americano de Petróleo (API), uno de los organismos más exigentes del mundo en términos de control de calidad de productos y procesos, respaldan el accionar de la compañía y colaboran en el desarrollo de una industria que cumple con estándares mundiales.

“La certificación API implica un nivel adicional de seguridad para los clientes de Tubos Argentinos y permitirá que la empresa participe en el desarrollo de la red de distribución y transporte del gas y petróleo de Argentina, contribuyendo con productos de calidad en el desarrollo energético y crecimiento de nuestro país” sostuvo Paula Poloni, Gerente General.

Tubos Argentinos, empresa argentina del holding CAP, Compañía Acero del Pacífico, logra este reconocimiento luego de realizar inversiones en tecnología de vanguardia en materia de producción y control de calidad de caños de acero con costura conformados en frio. A su vez, capacitó y preparó a su fuerza de trabajo para garantizar procesos controlados y revisados con el compromiso de desarrollar productos de alta calidad para la industria del gas y petróleo.

Tubos Argentinos estará presente en la Expo Oil & Gas (www.aogexpo.com.ar), en el Stand 1 F-20, que se llevará a cabo en La Rural del 11 al 14 de Septiembre de 2023 donde presentará esta línea de productos.

La empresa celebra sus 114 años en el mercado argentino produciendo tubos, caños y perfiles de acero bajo normas IRAM,NAG y ASTM. Cuenta con tecnología de última generación, procesos de producción integrados y certificaciones nacionales e internacionales. Su triple certificación ISO 9001, 14001 y 45001 ratifica su compromiso y responsabilidad hacia el cuidado de su capital humano, medioambiente y la comunidad.

Para mayor información visite www.tubosarg.com.ar

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Continúa la llegada de componentes electromecánicos para la Central Aña Cuá

En el arranque de agosto arribaron a la zona de obras de construcción e instalación de la hidroeléctrica Aña Cuá, en Yacyretá, 35 camiones cargados de piezas electromecánicas para las 3 unidades generadoras de la nueva Central.

Las 510 toneladas de componentes llegaron desde Brasil y fueron provistos por Voith Hydro Ltda, con calidad y tecnología de punta, indicó la EBY.

El miércoles 9 comenzó el arribo de componentes para un innovador sistema de operación de la nueva “Estación de Maniobras SF6”. Este equipamiento fue fabricado en Shanghái (República Popular China) y fue provisto por la contratista Siemens-Rieder y en el transcurso de las próximas semanas se espera la llegada de otros 50 camiones con la totalidad de los componentes.

El sistema denominado GIS (Gas lnsulated System), permitirá reducir el espacio físico requerido mejorando la eficiencia y el rendimiento general en la operación.

Gracias a la capacidad del SF6 (gas de Hexafluoruro de Azufre) para aislar y extinguir el arco eléctrico, se garantiza la seguridad y la confiabilidad de la operación de las turbinas.

La maquinización del brazo Aña Cuá permitirá aprovechar el “caudal ecológico” de 1.500 metros cúbicos por segundo que actualmente pasan por los vertederos. La nueva central contará con 3 turbinas tipo Kaplan de 90 MW cada uno, con una capacidad instalada de 270 MW, permitiendo incrementar en un 10 % la capacidad de generación del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá.

La empresa Voith Hydro LTDA. es la responsable de la provisión de los principales equipos de generación para las 3 máquinas de Aña Cuá, como generadores, turbinas, compuertas, ataguías y otros, así como de los equipos electromecánicos para las instalaciones de pasaje de peces.

Las obras civiles son ejecutadas por el Consorcio Aña Cuá ART integrado por las empresas Astaldi, Rovella Carranza y Tecnoedil, bajo la supervisión de la Gerencia de Obras de Añá Cuá de la Entidad Binacional Yacyretá y las consultoras de inspección.

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Convenio entre ENARGAS y la Universidad Nacional de La Matanza

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informó que su interventor, Osvaldo Pitrau, y el rector de la Universidad Nacional de La Matanza (UNLAM), Daniel Eduardo Martínez, firmaron un convenio de colaboración para promover programas y proyectos especiales sobre temas de incumbencia para ambas instituciones. 

En ese sentido, el acuerdo establece la conformación de una Unidad de Coordinación mutua con el objetivo de cooperar en la ejecución de capacitaciones e investigación. Asimismo, promueve el intercambio de información, material bibliográfico, estudios y documentación, todo ello relacionado a las competencias que la Ley N° 24.076 le otorga al Ente Regulador. 

Con la rúbrica de este acuerdo, se propicia que ambas partes puedan brindarse apoyo recíproco mediante asesoramiento y transferencia de información científica y técnica que, tanto la casa de altos estudios como el ENARGAS, consideren de interés.  

Cabe destacar que este convenio se suma al trabajo que el Organismo viene realizando con otras instituciones educativas como la Universidad Tecnológica Nacional y junto a distintas dependencias nacionales, provinciales y municipales. De esta manera, el Ente Regulador colabora para mejorar y extender la prestación del servicio de gas natural por redes, fortalecer las instituciones del Estado y favorecer la gestión de políticas públicas. 
Por último, acompañando al interventor del ENARGAS estuvo presente el gerente de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales, Eric Salomone Strunz. Mientras que, por parte de la UNLAM, participó el prosecretario de Extensión Universitaria, Nicolás Martínez. 

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GENNEIA lanza el Programa para Jóvenes Profesionales

Genneia, empresa líder en la generación de energías renovables en Argentina, lanza un nuevo programa para continuar formando a aquellas personas que deseen insertarse en el sector, brindando un entorno laboral de calidad que valora el talento y la diversidad.

Se trata de “Liderá el futuro”, el Programa de Jóvenes Profesionales que tiene como objetivo principal incorporar a jóvenes talentos próximos/as a graduarse o recién graduados/as de las carreras de Ingeniería y Ciencias Económicas, para que puedan comenzar su desarrollo profesional en la empresa.

La propuesta para quienes se inscriban en el programa abarca una experiencia laboral de un año en Genneia, dentro de dos áreas de la compañía afines a su perfil, con una duración de seis meses en cada una de ellas.

“Estamos muy contentos de avanzar con esta acción para que cada vez más profesionales puedan adquirir experiencia dentro de un entorno enriquecedor donde se enfrentarán con
desafíos constantes y motivadores. Desde la compañía, siempre buscamos impulsar a nuestros colaboradores en su crecimiento, contribuyendo al éxito de nuestro negocio”, expresó Jimena Doporto, Gerente de Empleos, Capacitación y Desarrollo de Genneia.

La convocatoria se encuentra abierta en el sitio del programa de jóvenes profesionales de Genneia. Además, se encuentra disponible el sitio web de la compañía para obtener más información.

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18 % de participación en la capacidad instalada eólica y solar, alcanzando el 23 % de la capacidad instalada de energía eólica y el 7,5 % de la solar.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y alcanza los 944 MW de energía renovable al considerar sus parques solares Ullum (82MW) y Sierras de Ullum (78 MW), ubicados en la provincia de San Juan.

En la actualidad esta iniciando la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil (162 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW) lo que permitirá alcanzar 1GW de capacidad instalada, un hito nunca alcanzado en nuestro país.

Como agentes activos de cambio, la compañía gestiona sus programas de Sustentabilidad sobre los siguientes pilares: liderazgo en energías renovables, operación respetuosa del medioambiente y aporte a la lucha contra el cambio climático, construcción de valor para las comunidades, compromiso con su gente y desarrollo de su cadena de valor.

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Las Big Oil registraron pérdidas por U$S 110 mil millones tras abandonar Rusia

La industria petrolera, incluidas BP, Shell y TotalEnergies, fue la que sufrió mayores pérdidas financieras por abandonar Rusia. Perdieron 110 mil millones de dólares, es decir, un 40% de sus ganancias.

BP contabilizó el año pasado un costo por reducción en valor de activos de 24.000 millones de dólares en su negocio ruso tras abandonar el país. La petrolera tenía una participación minoritaria en Rosneft.

La participación del 19,75% representaba alrededor del 50% de las reservas totales de crudo y gas de BP y un tercio de su producción de crudo y gas.

Shell declaró el año pasado una pérdida de 5.000 millones de dólares por su salida de Rusia, pero afirmó que ello no afectaría a sus beneficios en hidrocarburos. Fue una de las primeras empresas en dejar Rusia tras la invasión de Ucrania.

TotalEnergies, por su parte, tardó en salir. La petrolera francesa tenía una participación en un proyecto de gas natural licuado dirigido por Novatek y, a finales de 2022, la empresa comunicó que la abandonaría y se iría, asumiendo un deterioro de 3.700 millones de dólares, ya que no podía volver a venderla a Novatek debido a las sanciones occidentales a Rusia.

A principios de año, TotalEnergies dijo que incurriría en un deterioro de unos 4.100 millones de dólares por su salida de Rusia, que se contabilizaría en su informe del primer trimestre de 2022.

La mayor parte de ese deterioro procedía del proyecto Arctic LNG 2 de Novatek y de la reducción de las reservas de gas que TotalEnergies tuvo que contabilizar con su retirada. Según los cálculos del FT, el costo total de la salida de TotalEnergies de Rusia ascendió a 14.800 millones de dólares.

El aumento de los precios del crudo y el gas compensó con creces esas pérdidas, ya que las tres empresas obtuvieron beneficios combinados por unos 104.000 millones de dólares y más del doble de los costos combinados por pérdidas de valor, que rondaron los 40.000 millones de dólares.

Empresas de servicios públicos, como las alemanas Uniper y Wintershall Dea, también perdieron miles de millones al abandonar Rusia, con un costo total de 14.700 millones de euros, equivalentes a unos 16.000 millones de dólares.

Aun así, más de la mitad de las empresas europeas que operaban en Rusia antes de 2022 permanecen en el país, según el instituto de investigación Kiyv School of Economics. Antes de 2022, estas sumaban 1.871 entidades, según los datos de la KSE.

Un par de grandes empresas energéticas japonesas también permanecen en Rusia a pesar de las sanciones del G7, de las que Japón forma parte.

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V Fórum Nacional de Energía Lide Argentina,”Las Tendencias que Darán Forma a un Futuro Potente”

El jueves 17 de agosto se realizará el Forum Nacional de Energía en el Alvear Art Hotel, en la ciudad de Buenos Aires. El evento, “Horizonte Energético Sostenible” :Las Tendencias que darán forma a un Futuro Potente”, propone un lugar de amplio debate sobre las políticas públicas y privadas del sector energético, con el fin de generar una agenda positiva que analice los desafíos propios del área como parte de un desarrollo económico sostenible y sustentable.

El Fórum contará con la participación de destacados expertos, académicos, empresarios y funcionarios del sector, que abordarán temas como la transición energética, la eficiencia energética, la seguridad energética, la innovación tecnológica y la regulación del mercado.

HIGHLIGHTS Y ROUND TABLE

La actividad comenzará con la bienvenida a cargo de Rodolfo de Felipe, presidente de LIDE Argentina, y la introducción a las actividades del titular de LIDE Energía, Martín Genesio, presidente y CEO en AES Argentina.

Con unas Highlights “Proyecciones para Vaca Muerta”, Alejandro Monteiro, ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén comenzará la serie de exposiciones.

Luego, en una Round Table “La Mirada de los Líderes el Sector Gasífero”, aportarán Daniel Ridelenner, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), Oscar Sardi, director general de Transportadora de Gas del Sur (TGS), y Gabriela Aguilar, gerenta general en Argentina y vicepresidenta para Sudamérica de Excelerate Energy.Será moderadora Margarita Esterman, presidenta de Spark Energy Solutions.

En otra Highlights: “El Futuro del Hidrógeno” Arnaldo Bertazzi, vicepresidente senior de Industry Network Leader – Industry & Hydrogen Application de Hitachi Energy compartirá las novedades en ese tema.

La segunda Round Table “Cómo Hacer más Productivo al Sector Energético” tendrá la participación de Nicolás Gadano, economista y consultor en energía y Emilio Apud, ex secretario de Energía y Minería de la Nación y miembro de la Fundación Pensar. La moderadora del panel será Sofía Diamante, periodista.

Otra instancia del Fórum será “El Dilema del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica” a cargo de Pablo Tara Director General de Transener
El cierre de la jornada de trabajo estará a cargo de Flavia Royón (TBC), secretaria de Energía de la Nación.

LIDE Argentina es una organización que conecta a líderes empresarios que actúan en el mundo de los negocios y que poseen entornos e ideas afines. La organización tiene como objetivo fortalecer la libre iniciativa del desarrollo económico y social, así como la defensa de los principios éticos de gobernanza en las esferas pública y privada. LIDE Argentina reúne a más de 250 miembros y organiza eventos y seminarios para empresarios y especialistas en diferentes áreas. LIDE Argentina es una organización certificada Carbono Neutro y sus eventos compensan sus emisiones gracias al apoyo de Carbon Group y Climate Trade.

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Acerca de YPF y su recuperación

Desde la energética YPF se destacó que, desde la decisión de estatizar el 51 por ciento de las acciones de la empresa en el año 2012, “Volvimos a poner a la compañía en el camino de la producción y el crecimiento. Hoy YPF es la empresa más grande de la Argentina, que garantiza la soberanía energética”.

A través de un breve mensaje se hizo hincapié en que “A partir de la recuperación, nuestra producción de petróleo creció un 10 por ciento, la de gas un 29 por ciento. Aumentaron las reservas y las inversiones llegaron a 6.600 millones de dólares”.

Los datos destacados vienen a ratificar la postura de la conducción de YPF respecto del acierto de aquella decisión política del año 2012, contrarestando declaraciones en contrario de políticos de la oposición que gobernaron entre diciembre de 2015 y el mismo mes de 2019.

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CAF-YPF: Préstamo de U$S 375 MM para producir mas combustibles ultra bajos en azufre

El Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) anunció que “contribuye con la transición energética justa hacia combustibles menos contaminantes en Argentina a través de un préstamo a YPF por U$S 375 millones.

Los fondos serán destinados a financiar mejoras en los complejos industriales de la Compañia en La Plata y Luján de Cuyo, “que permitirán aumentar la producción de combustible (tanto naftas como gasoil) ultra bajo en contenido de azufre”. La iniciativa ampliará además la capacidad de refinación de YPF, impulsará el cambio tecnológico hacia motores menos contaminantes, y generará más de 1.600 puestos de trabajo durante el periodo de obra”, describió el organismo regional de crédito.

Entonces, CAF anunció el desembolso de un préstamo A/B para YPF S.A. con el fin de financiar el proyecto “Nuevas Especificaciones de Combustibles” (NEC) de la Compañía.

El financiamiento constará de un Tramo A de U$S 50 millones y un Tramo B de U$D 325 millones, movilizando capital privado de seis entidades financieras internacionales. Las instituciones son el Banco Santander S.A.; el Industrial and Commercial Bank of China Limited, Panama Branch; Cargill Financial Services International, Inc.; Citigroup Inc.; Bank of China Limited, Grand Cayman Branch; y Banco Latinoamericano De Comercio Exterior S.A..

El plan de inversiones de YPF, desplegado en los complejos de refinería La Plata (provincia de Buenos Aires) y Luján de Cuyo (Mendoza), contempla la construcción de nuevas unidades y la readecuación de instalaciones ya existentes que permitirán la producción de 3,5 millones de metros cúbicos de combustibles ultra bajos en azufre. Estos trabajos ya fueron iniciados por YPF en 2019 y continuarán desarrollándose durante los próximos dos años.

Como resultado del proyecto NEC, YPF pasará de producir 24 por ciento del total de los combustibles ultra bajos en azufre en la actualidad a 71 por ciento para 2026. Esto permitirá generar una menor emisión de dióxido de azufre, que redundará en una consecuente mejora de la calidad atmosférica. Además, la iniciativa ampliará la capacidad de refinación de la empresa, promoverá el cambio tecnológico en el sector automotor hacia motores menos contaminantes y generará, durante el periodo de obra, 1.600 puestos directos de trabajo y 3.200 indirectos.

“Con esta operación, CAF colabora con tres aspectos del país. Contribuye al medio ambiente -a través de la producción de combustibles menos contaminantes-, fortalece la seguridad energética -a través de la expansión y la mejora tecnológica de los complejos industriales de YPF- y permite movilizar fuentes de financiamiento externas”, se destacó.

Sergio Díaz-Granados, presidente Ejecutivo de CAF sostuvo que “finalmente, la iniciativa es un claro ejemplo de nuestra agenda de transición energética justa que busca contribuir con los objetivos de Desarrollo Sostenible”.

YPF es cliente de CAF desde el inicio de la actividad de la institución en Argentina, con un excelente historial de operaciones conjuntas. Desde 2009 se han aprobado 4 préstamos A/Bs y un préstamo corporativo por un valor total de U$S 1.225 millones.

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YPFB descubre nuevo reservorio de gas que generará U$S 5.000 MM

Las operaciones en el pozo Remanso-X1 (RMS-X1), realizadas recientemente por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), permitirán catalogar al pozo como descubridor de un nuevo campo en el área Okinawa, resultado de la campaña de adquisición de datos realizada con tecnología de punta en campos maduros y cerrados.

El nuevo reservorio generará aproximadamente U$S 5.000 millones en gas al país. Además, contribuirá a un ahorro en la compra de combustibles en U$S 1.000 millones.
“El pozo se encuentra en pruebas de producción de condensado (de 48° API). Estos resultados permitirán catalogarlo como descubridor de un nuevo campo hidrocarburífero con recursos estimados en 0,7 trillones de pies cúbicos de gas y 52 millones de barriles de líquidos”, destacó este domingo el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Luis Alberto Arce Catacora, durante su mensaje por el 198 aniversario de la fundación de Bolivia.
El pozo descubridor del nuevo hallazgo petrolero en la estructura geológica de Remanso, se localiza en la zona de la Llanura Chaco-Beniana, en los niveles de la formación Los Monos. Los recursos de hidrocarburos en el área Remanso se estiman en 0,7 trillones de pies cúbicos de gas y 52 millones de barriles de líquidos.

“Estaríamos ante la presencia de un nuevo campo en Bolivia, este descubrimiento nos abre un nuevo horizonte de desarrollo a corto y mediano plazo, lo que posibilitará incorporar reservas e incrementar la producción de líquidos y así, reducir importaciones de carburantes bajo la línea de la sustitución de importaciones”, manifestó el presidente de YPFB, Armin Dorgathen Tapia.

El 7 de julio pasado se iniciaron las operaciones en el área de contrato Okinawa, ubicada en la provincia Warnes del departamento de Santa Cruz. Las actividades incluyeron el mantenimiento de caminos para ingresar a la planchada y acceder al pozo RMS-X1, así como también la habilitación operativa del cabezal de producción y la toma de registros con el fin de evaluar la integridad del pozo.

Técnicos de la estatal petrolera encontraron indicios positivos de presencia de hidrocarburos con condiciones originales. Ante este escenario, se movilizaron equipos para evaluar el potencial productivo del pozo RMS-X1. Desde el 1 de agosto se realizan pruebas de producción con resultados positivos, registrando una producción de condensado de 45 barriles por día en las areniscas de la formación Los Monos.
Se han tomado muestras para evaluar si el descubrimiento es un gas condensado o un petróleo volátil, los resultados de las pruebas están permitiendo estimar la productividad, caracterizar el reservorio y cuantificar volúmenes producidos.
El pozo RMS-X1 fue perforado en 1984 con equipo de YPFB y atravesó la estructura de Remanso, el pozo fue cerrado y en el marco del Plan de Reactivación del Upstream se realizaron operaciones en la presente gestión.

RESULTADOS EXITOSOS CON YARARÁ-X2

Asimismo, el presidente de Bolivia indicó que el pozo Yarará-X2 atravesó la arena Petaca con resultados exitosos y se confirmó la continuidad del reservorio y la acumulación comercial del campo Yarará de aproximadamente 1 millón de barriles de petróleo.
“El pozo Yarará-X2, actualmente en pruebas de producción, incrementará la producción de petróleo en el campo en más de 700 barriles diarios para el país gracias al campo Yarará”, añadió Arce.

REACTIVACIÓN DE CAMPOS MADUROS Y CERRADOS

Las actividades en el pozo Remanso-X1 se realizan en el marco de la primera campaña de intervenciones en 29 pozos seleccionados del portafolio de campos maduros o cerrados, con oportunidades de reactivación de producción.

El proyecto “Servicio de adquisición de datos en campos maduros”, se enmarca en los objetivos estratégicos de YPFB y el Plan de Reactivación del Upstream, con la finalidad de llevar adelante una reevaluación técnico-económica de cada uno de los proyectos en campos maduros o cerrados que permitan reactivar pozos de petróleo y gas en un escenario de complejidad geológica y heterogeneidad de los yacimientos de petróleo en un campo maduro.

Las oportunidades en desarrollo están enfocadas en la reactivación de campos maduros o cerrados productores de líquidos y gas. Con el presente proyecto, la estatal petrolera busca reducir el déficit en la importación de líquidos en línea con el Plan de Sustitución de Combustibles.

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Brasil registró producción récord de petróleo y gas natural en junio

La ANP (Agencia Nacional de Petróleo) difundió el Boletín Mensual de Producción de Petróleo y Gas Natural de junio de 2023. En ese mes, se produjeron en Brasil un total de 4.32 millones de barriles de petróleo equivalente por día, de los cuales 3.36 millones de barriles por día de petróleo y 152.2 millones de metros cúbicos por día. día de gas natural. Fue la producción total más alta jamás registrada, superando la de febrero de 2023, cuando se produjeron 4.183 MMboe/d.

“Es el mayor volumen de producción de petróleo jamás registrado, superando al de enero de 2023, cuando se produjeron 3,27 millones de barriles diarios […] En gas natural, también fue el volumen con mayor registro, superando al de octubre de 2022, en que se produjeron 149 millones de metros cúbicos de gas natural por día” según la agencia en un comunicado.

La producción de petróleo subió un 5,2% respecto a mayo de 2023 y un 19% respecto a junio 2022, mientras que en el caso del gas el aumento fue del 5,4 y del 14,6% respectivamente.

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Subió la producción de petróleo en Venezuela

La producción de petróleo de Venezuela subió a 843.700 b/d en julio, según datos oficiales, volviendo a aumentar tras la caída de junio (788.000 b/d), que fue una de las primeras de este tipo en lo que va de año. Este incremento obedece al reinicio de la actividad de petroleras extranjeras, como Chevron, desde que se levantaron las sanciones al gobierno venezolano el año pasado.

La faja petrolífera del Orinoco sigue siendo la principal región productora de Venezuela, con una media de 503.600 b/d en julio, frente a los 485.500 b/d de junio. La producción de Oriente también aumentó, hasta 164.900 b/d, frente a los 156.100 b/d de junio, mientras que la de Occidente también creció, hasta 175.200 b/d, frente a los 164.700 b/d de junio.

El aumento de la producción de combustible de las refinerías de la estatal PdVSA y la renovada actividad exportadora del Complejo Refinador Paraguaná (CRP) -con una capacidad muy infrautilizada de 971.000 b/d- dieron impulso de la producción de petróleo. 

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YPF Luz cumple 10 años y genera el 9% de la energía eléctrica del país

YPF Luz celebró su décimo aniversario, reafirmando su compromiso con la transición energética y su propósito de “impulsar desde Argentina la evolución de la energía para el bienestar de las personas”.

La compañía nació en 2013, con el objetivo de generar energía eficiente y sustentable, que optimizara los recursos naturales. A partir de un inicio con un solo activo en Tucumán de 829 MW de capacidad instalada, ha crecido para convertirse en una de las tres principales generadoras de energía eléctrica, con una capacidad instalada de más de 3GW.

Hoy YPF Luz opera 10 activos de generación térmica y 4 parques de generación renovable distribuidos en 7 provincias, desde donde aporta el 9 % de la energía eléctrica nacional, equivalente al consumo de 3,2 millones de hogares.

Además, ha contribuido a la transición energética de YPF y de importantes industrias del país, con desarrollos de energía renovable. Actualmente, abastece con energía renovable a más de 35 industrias que pueden producir y exportar con energía sustentable y competitiva.

La energía se genera desde 3 parques eólicos y un parque solar en operación, con una capacidad instalada de 497 MW, y se comercializa a través de contratos en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mercado que YPF Luz lidera con más del 35 % de market share.

El CEO de YPF Luz, Martín Mandarano , afirmó que “en estos diez años el equipo de YPF Luz ha demostrado que es capaz de afrontar cualquier desafío. Con esfuerzo e integridad alcanzamos objetivos extraordinarios, como la puesta en marcha de seis proyectos durante la pandemia. Este aniversario nos da la oportunidad de tomar dimensión de lo construido, y animarnos a redoblar los esfuerzos para que la energía que generamos mejore el bienestar de la gente”.

Por su parte, el presidente de YPF, Pablo González, dijo: “Desde que inició sus operaciones en 2013, YPF Luz ha tenido un crecimiento constante, producto del profesionalismo y la pasión del equipo que lo integra. Es una compañía que plantea objetivos desafiantes y los supera en cada paso. Hoy genera el 9 % de la energía del país y sin dudas liderará la generación de energía renovable de Argentina”.

Hoy, la empresa está trabajando en nuevos proyectos que aportarán a la matriz energética del país. A principios de este año comenzaron las obras de su cuarto parque eólico, en General Levalle – Córdoba, que tiene proyectado comenzar a operar a finales de 2024 y ya lleva vendido el 60 % de su capacidad total.