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Las transportadoras de gas TGN y tgs solicitaron en audiencia pública convocada por el Enargas la ampliación por 20 años de la concesión que les fuera otorgada en 1992 por un plazo de 35 años (vencen en 2027).

Ambas compañías presentaron respectivos informes de gestión, con detalles de inversiones en el mantenimiento y la expansión de las redes de gasoductos y estaciones compresoras, en la mejora tecnológica de la operatividad y confiabilidad de los sistemas a su cargo, y consideraron haber cumplido con las obligaciones contractuales establecidas, con lo que aguardan una respuesta favorable a su solicitud al gobierno.

El interventor del Enargas, Carlos María Casares, enmarcó la audiencia haciendo referencia al otorgamiento de las licencias al sector privado -en el contexto de la ley 24.076 (marco regulatorio)- para operar las instalaciones de transporte de gas natural hasta entonces a cargo de Gas del Estado.

Por la referida ley se crearon en 1992 TGN y TGS y el Poder Ejecutivo nacional otorgó las licencias por 35 años. Se estableció que con una anterioridad no menor a los 18 meses del final de dichas licencias de transporte el Enargas debe realizar audiencia pública para considerar las gestiones realizadas por cada una de ellas y pronunciarse respecto de la posible ampliación del plazo de vigencia, no ya por 10 años sino por 20 años, tomando ahora en consideración lo establecido en la Ley Bases aprobada este año.

“Será el Poder Ejecutivo Nacional quien deberá resolver “dentro de los 120 días de recibida la propuesta del Enargas”, se precisó.

Desde TGN, Guillermo Canovas destacó que la compañía opera y mantiene 11.200 km de gasoductos y 21 plantas compresoras, lo que le permite transportar y entregar gas natural a una red interconectada interna y con gasoductos de Chile, Bolivia y Uruguay.

En todos estos años TGN refirió que triplicó la capacidad de transporte del sistema de ductos, se amplió la red en más de 2.600 kilómetros y se instalaron 8 nuevas plantas compresoras.

Se invirtieron más de 2.800 millones de dólares en la expansión de gasoductos, reemplazos de tramos, en estaciones de bombeo, en mejoras tecnológicas del sistema de monitoreo , se describió.

“La prórroga de la licencia es fundamental para llevar el gas de Vaca Muerta a Brasíl, a Chile, a Ufuguay y a Bolivia, además de incrementar el abasto a industrias, a la minería, y a usuarios residenciales del país”, se explicó desde TGN.

“Existe una enorne vocación de inversión en el servicio que presta la compañía. Confiamos en que con el camino de recomposicion tarifaria encarado por el gobierno podamos seguir desarrollando la infraestructura que requiere el país en un servicio publico de transporte de gas con estándares de seguridad internacionales”, se insistió.

Desde tgs, Rubén de Muria describió que la compañía “opera el sistema de gasoductos que interconectan Neuquén, Tierra del Fuego, Chubut, y Santa Cruz, con los centros de consumos. Tranporta el 60 por ciento del gas que se consume en el país”.

La red de gasoductos a cargo de la compañía tiene una extensión de 9.248 kilómetros de extensión, que atraviesan 7 provincias del país.

tgs opera 32 plantas compresoras y tiene 760 mil hp de potencia instalada, La capacidad de transporte en firme es de 88,5 Millones de metros cúbicos día y atiende a 3.5 millones de consumidores finales.

Adicionalmente al transporte, tgs desarrolla producción y comecialización de líquidos en la planta de General Cerri (en Bahia Blanca), y servicios de Midstream y de telecomunicaciones con redes de fibra óptica, se explicó.

Asimismo, se hizo hincapié en que a partir de 2018 tgs resolvió y ejecutó inversion a riesgo para desarrollar infraestructura en el midstream que permite el ingreso de la produccion a través de 183 kilómetros de gasoductos de captación para transportar hasta 60 millones de metros cúbicos dia de gas, además de una planta de acondicionamientos en Tratayén (Vaca Muerta) por 28 MMm3 día. En esto tgs lleva invertidos mas de 700 millones de dólares.

Asimismo, se hizo mención a que en junio último tgs presentó un proyecto de inversión de otros 700 millones de dólares para aumentar la capacidad de transporte del GPNK por 14 MMm3 día de gas natural y mejorar la provisión en el Gran Buenos Aires y en el Litoral. Una ampliacion del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y del sistema regulado de TGS para proveer al GBA. y al Litoral, sustituyendo la importación de gasoil y otros combustibles líquidos, se mencionó.

Desde el Enargas se realizó la evaluación preliminar, se convocó a la audiencia, y se elevará una propuesta al Poder Ejecutivo para decidir la prórroga o no de la licencia por 20 años. Estarían dadas las condiciones para una respuesta favorable a lo solicitado por las dos empresas.

El sector energético registró en septiembre un superávit comercial de U$S 610 millones, alcanzando los U$S 3.709 millones en los 9 meses del año.

“Esto significa que Argentina exporta más combustibles y energía de los que importa, sumando más divisas para el país”, destacó la Secretaría de Energía.

El principal rubro de exportación del sector es el de petróleo crudo, y gas natural no convencional a nivel regional, con firme tendencia a un importante incremento en los próximos años.

La construcción de nuevos oleoductos para la exportación vía barcos, la reversión de gasoductos hacia Bolivia para poder suministrar gas natural a ése país y utilizar su red de ductos con destino a Brasil (San Pablo y Porto Alegre), y a mediano plazo la exportación de GNL, explican las proyecciones de mayores ingresos a través de esta industria.

Con la habilitación de los primeros dos tanques y la puesta en marcha del sistema de bombeo, YPF completó la última etapa del proyecto Vaca Muerta Norte, que permitirá trasportar 160 mil barriles diarios de petróleo hacia Chile y hacia el complejo Luján de Cuyo, en Mendoza.

De este modo, ese punto de entrega se consolida como la principal salida de crudo no convencional ubicada en Neuquén, en la zona central del desarrollo.

Gracias a la reactivación de esta vía de evacuación, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de hidrocarburos del país, mientras que Chile es el segundo destino con más envíos desde Argentina en lo que va del año.

Detalles de la Terminal Vaca Muerta Norte

El proyecto se integra por un oleoducto de 151 kilómetros, una cabecera de bombeo y un parque de tanques con una capacidad de almacenamiento de 370.000 barriles.

Las instalaciones se encuentran en el yacimiento La Amarga Chica, al norte de Añelo y el punto final de entrega del petróleo es el nodo Puesto Hernández, en Rincón de los Sauces. En este destino, el sistema conecta con el Oleoducto Trasandino, que lleva crudo a Chile.

Por otro lado, el ducto también conecta con el complejo Luján de Cuyo, en Mendoza, garantizando el suministro para una de las principales refinerías del país.

El proyecto Vaca Muerta Norte implicó una inversión de 250 millones de dólares y tuvo picos de contratación de 1.200 personas. Durante su construcción, que demoró unos 18 meses, participaron más de una decena de empresas locales y nacionales.

Con este proyecto, YPF se posiciona como un actor central en el negocio del Midstream, que busca desarrollar y garantizar el transporte de hidrocarburos tanto dentro como fuera de nuestro país, potenciando la creación de una plataforma exportadora de energía, se destacó.

El ministro de Economía, Luis Caputo, agradeció el “enorme trabajo y el sacrificio personal realizado por Eduardo Rodriguez Chirillo durante su gestión para cumplir con su tarea comprometido con la Patria al frente de la Secretaría de Energía”.

El Ministro designará como secretaria de Energía a la economista María Tettamanti, quien posee una trayectoria de más 30 años en la industria de energía en la Argentina, informó Economía.

“María ha trabajado en distintas empresas del sector, incluyendo posiciones al máximo nivel ejecutivo y ha sido una persona de consulta del Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González”, se puntualizó.

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, lanzó la campaña “SHELL 110 AÑOS” para celebrar sus 110 años de presencia ininterrumpida en el país. Durante las próximas semanas estarán vigentes en las estaciones de servicio de la red experiencias, promociones y sorteos que tendrán como objetivo premiar y agradecer a los clientes leales a la marca y acercarse a las nuevas generaciones mostrando sus atributos de calidad e innovación.

Entre las iniciativas que propone la campaña, se sortearán 110 tanques de Shell V Power por día y 110 lubricantes en el mes. Suman chances quienes abonen a través de la app Shell Box sus compras de combustibles (nafta o diésel), lubricantes o productos en las tiendas Shell Select. Con cada compra se les asignará automáticamente una chance para participar en el sorteo diario. Además, quienes carguen Shell V-Power o adquieran lubricantes Shell Helix, tendrán una chance adicional.

“Nuestro futuro está apalancado en la marca más global y reconocida de nuestra industria, en un porfolio de productos y servicios sólido, en un ecosistema de negocios con socios comerciales de primer nivel y en clientes que nos eligen y que son nuestros motores de motivación e inspiración”, expresó Carolina Wood, Directora de Marketing.

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red más de 880 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.
Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.
Raízen Argentina es parte del Grupo Raízen, empresa integrada, referencia global en bionergía y licenciataria de la
marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.

Eduardo Rodriguez Chirillo presentó su renuncia como Secretario de Energía de la Nación argumentando “motivos personales y profesionales” que consideró “oportuno atender en este momento”.

Y además agradeció “tanto al Presidente de la Nación (Javier Milei) como al ministro de Economía (Luis Caputo) por la confianza depositada en mi persona desde el primer momento”.

Mas acá de los formalismos, el caso es que desde hace algunas semanas trascendían versiones acerca de la posible salida de Chririllo, antes por cuestiones de negociaciones políticas por ése y otros cargos en el gobierno libertario, que por objeciones a la gestión del ahora ex funcionario, que desarrolló su tarea incluso afrontando problemas de salud.

Cuestiones internas de la Administración Milei, y también acuerdos (forzados ?) con el PRO en tanto aliado de LLA en el Congreso, habrían incidido en la salida de Chirillo para que ocupe ésa Secretaría María del Carmen Tettamanti (ex Camuzzi), según trascendió.

Minutos después de oficializarse la renuncia de Rodriguez Chirillo, Luis Caputo elogió la gestión del Secretario saliente incluido su aporte a la elaboración de la Ley Bases”.

Mauricio Macri “reveló” que desde el gobierno “nos pidieron colaboración para reforzar Energía”, una de las áreas que el macrismo tenía como objetivo hace meses, habiendo propuesto varios nombres.

El texto de la renuncia de Chirillo consigna que “ha sido un honor y un privilegio formar parte de este equipo de trabajo, comprometido con la reconstrucción del sector energético, cuyos resultados ya son verificables y palpables”.

Durante su gestión avanzó en la desregulación del sector hidrocarburos, en la revisión transitoria de las tarifas de electricidad y gas, y en la reducción de los subsidios estatales a estos servicios.

Su incumbencia en otros temas quedó afectada en los últimos meses, a partir de la designación de Daniel Gonzalez como secretario de Coordinación de Energía y Minería.

“He procurado aportar lo mejor de mí, a través de la elaboración de reformas estructurales proyectadas, desde abril 2023 antes de asumir, y con las políticas implementadas desde la Secretaría de Energía, con el objetivo de contribuir al crecimiento sostenible del sector energético en favor de todos los argentinos”, agregó.

Y señaló “tengo la convicción de que, manteniendo la continuidad del rumbo originalmente diseñado, se podrán alcanzar los objetivos trazados. Seguiré apoyando al Gobierno y al Presidente desde el lugar que sea y resulte más conveniente”.

Caputo dijo que “le hemos pedido que se quedara como asesor. Eduardo ha sido un pilar fundamental en estos primeros meses de gobierno”.

Por Santiago Magrone

Bolivia activa este mes la posibilidad de transporte de gas natural argentino con destino al mercado de Brasil mediante la utilización del Sistema Integral de Gasoductos a cargo de YPFB, que opera con ambos países.

“Nuestro país abre la ventana de oportunidad para el transporte (de gas producido en Vaca Muerta) a partir de este mes y de manera indefinida”, señaló Julio César Soliz Medrano, Director de Contratos de Gas Natural de la estatal YPFB, empresa que ahora además definió su rol como Transportadora Internacional de Gas en Tránsito.

“Bolivia pone a disposicion una capacidad inicial de transporte de 4 MMm3/día para el transito de gas de Argentina con destino al mercado de Brasil, y a partit de 2025 el objetivo es incrementar la capacidad disponibles a ser ofertada, hasta los 10 MMm3/día, mediante adecuaciones del Sistema de transporte y de compresión”, afirmó Soliz Medrano al brindar un informe durante una conferencia organizada por el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) desde Buenos Aires.

El directivo de YPBF hizo hincapié en conversaciones que YPFB ha venido manteniendo durante el último año con productores argentinos en Vaca Muerta, interesados en el uso de la infraestructura existente para ingresar su gas a Bolivia para ser transportado hasta San Pablo y Porto Alegre.

Desde Argentina hay que concluir las obras de reversión del Gasoducto Norte y del Gasoducto de Integración Juana Azurduy.

San Pablo y Porto Alegre son destinos a los que arriba el gas natural que Bolivia produce, aunque en volúmenes a la baja desde 2018 por una fuerte merma de reservas que se adjudica a una insuficiencia de inversiones en exploración. Brasil es su principal comprador, y el segundo mercado ha sido Argentina, cuyo contrato de suministro en firme ha caducado. Bolivia pasó de exportar gas por 17.000 millones de dólares en 2015, a unos U$S 8.000 en 2023.

Cabe referir que a la fecha ya suman cuatro las productoras argentinas autorizadoa como exportadores de gas a Brasil, con entrega en la frontera con Bolivia. Total, Pluspetrol, PAE y Tecpetrol, y totalizan un volumen de 5,2 MMm3/día.

Bolivia ha modificado su normativa en materia de Hidrocarburos, a adaptado estatutos de YPFB y dictado decretos y resoluciones que habilitan y amplían la injerencia en la industria gasífera, a nivel local y regional.

La normativa emitida comprende resoluciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), de la Aduana Nacional (Reglamento para el tránsito aduanero de gas a un tercer país por ductos (control de volumenes) a cargo de YPFB a quien se le otorga autorizacion como trasportador internacional de gas proveniente de Vaca Muerta, hasta Brasil.

“La mayor incertidumbre esta en Argentina debido a que no se encuentran difinidas las tarifas de transporte, los precios en el PIST, los derechos de exportación que se aplicarán y los precios del gas en frontera”, describió Soliz Medrano al ser consultado sobre la operatoria de salida del gas de V.M. hacia Bolivia-Brasil.

Explicó el camino interno recorrido para llegar a esta instancia, señalando que “la normativa boliviana no contemplaba el transporte de gas que no fuera boliviano. YPFB era exportador neto de hidrocarburos, y por ello se han realizado modificaciones a la normativa y estatuto en términos de transporte y aduaneros para permitir que el gas argentino fluya hacia Brasil”.

Citó al respecto el Decreto 5206 de agosto de 2024, que habilita a YPFB como transportador internacional de gas en tránsito, con derechos de Aduana, y tambien como comercializador de gas de terceros países para venta al mercado internacional.

“Se establece el Precio de servicio de agregacion y de transporte, que será pagado por el vendedor, o por el comprador internacional del gas en tránsito”, explicó. “YPFB es responsable de las operaciones de transporte internacional y agregación en su territorio, y lo entrega en la terminal de Motún a su contratante-comprador”.

El gas argentino llegará por el ducto Juana Azurduy y su punto de ingreso a Bolivia es Yacuiba. Y los puntos de entrega son las terminales Río Grande – Estación de compresión en Mutún (o San Matías), para seguir su transporte por el Gasoducto Transboliviano hasta destino final.

“La normativa impide que el gas argentino que ingresa a Bolivia se quede en Bolivia. Se establece un contrato marco entre el productor de gas argentino y el consumidor en Brasil, y se activa una operación de gas en tránsito a través de la aduana (YPFB)”, describió.

Y agregó que “si Bolivia quiere consumir gas argentino será mediante una operacion separada, de importación, que nada tiene que ver con la operatoria de gas en tránsito”.

Acerca de esta última, el funcionario especificó que se estimó en un volumen técnico maximo de 5 % el gas que requiere el uso el propio sistema de ductos, el que será descontado por la Aduana que debe corroborar el gas ingresado y egresado en tránsito.

Consultado acerca de un precio estimado de transporte a cobrar por parte de YPFB, Soliz Medrano indicó que está en el orden de los 2 dólares por millón de BTU como precio de agregación y tránsito, que puede variar según periodos de utilización del Sistema Integral del Transporte Boliviano, considerando situaciones estacionales de oferta y demanda del gas.

Nueva línea de negocios para YPFB

“Acerca del gas en tránsito, queremos ofrecer un transporte seguro, confiable, sin interrupciones, y en esto YPFB tiene una experiencia importante ya que desde los años setenta ha transportado hasta 33 millones de metros cubicos dia a Brasil, sin incidentes”, remarcó Soliz Medrano.

Y describió que el Sistema de ductos tiene el tramo Bolivia-Brasil que consta de 557 kilómetros desde Río Grande hasta la Estación Mutun. Y que “totaliza 3.157 kilómetros conectando las reservas bolivianas de gas con San Pablo y el sur del Brasil, en Porto Alegre”.

El gas argentino ingresará por el gasoducto de integracion Juana Azurduy -tramo argentino de 30 kilómetros desde planta de Refinor, ingresa por Yacuiba recorre 13 kilometros (YPFB) hasta la Estacion de Río Grande, y de allí (estación compresora) hasta Mutún. Son 1.000 km de extensión desde Yacuiba hasta Mutún y desde alli ingresa a Brasil vía un sistema de ductos de 32 pulgadas de diámetro con capacidad de transporte de hasta 33 millones de metros cúbicos día, se describió.

YPFB fue creada en 1936, opera bajo el ministerio de Hidrocarburos y Energia. y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Opera para desarrollar toda la cadena de hidrocarburos con responsabilidad social y ambiental. Es una corporación estatal cuyos ingresos son importantes para el Estado boliviano. YPFB Corporación tiene filiales y subsidiarias, opera campos propios y contratos de suministro con terceros, en producción, refinación, transporte, almacenamiento, y suministro de combustibles para aviación.

Entre sus activos mas importantes se cuentan una planta de separacion de liquidos en Río Grande y otra en Carlos Villegas,. planta de GNL en Río Grande, una planta de amoniaco-urea que exporta a Brasil y otros paises.

Entre otras compañías operan en Bolivia PAE, Shell, Petrobrás, Pluspetrol, YPF, y Gazprom. Entre otras proveedoras de servicios petroleros se cuentan Halliburton y Shlumberger y empresas propias del país.

La relación de YPFB con Argentina datan de 50 años. 1972-1999, y 2004 a la fecha. Considerando las exportaciones de gas boliviano desde 2004 y el nuevo GSA con ENARSA en 2006, exportó a Argentina 2,65 TCF ́s, a razón de 10,9 MMm3/día promedio, y U$S 20,2 mil millones como volumen de negocio.

En el marco del “Programa de Reconversión y Eficiencia Energética” para promover el uso racional de energía en hogares y empresas industriales y comerciales, la Secretaría de Energía comunicó que se prorrogaron las distintas líneas de financiamiento convenidas con el Banco de la Nación Argentina con tasas del 0 % y en hasta 30 cuotas.

Además, se incluyó el rubro de movilidad sustentable para financiar la compra de bicicletas, motos y monopatines eléctricos, hasta reconvertir el vehículo con equipo de gas natural comprimido y así volverlo más eficiente.

De esta manera, a través de la “Tienda BNA+”, se pueden adquirir productos en hasta 30 cuotas a tasas del 0 % y, exclusivamente por el portal “BNA CONECTA” durante el Cyber Monday y Cyber Week -que se extenderá del 4 al 11 de noviembre- los usuarios tienen la posibilidad de realizar compras con las tarjetas AgroNación y PymeNación con una bonificación especial de 1ppa a cargo del Banco sobre la tasa actualmente vigente del 36 % TNA.

Para la adquisición de bienes relacionados con la operatoria, y abonando a través de PymeNación o AgroNación en “BNA CONECTA”, se accede a 18, 24 o 36 cuotas, a tasa de interés fija del 34 % TNA.

Asimismo, el Banco Nación ofrece créditos para personas, en actividad laboral o jubilados, con plazos de hasta 60 meses y con una bonificación de la tasa de interés a cargo del Banco de 2ppa, sobre las actualmente vigentes, lo que permite alcanzar valores de entre el 45 % TNA y 97 % TNA, según el tipo de usuario y si percibe o no haberes en el BNA.

Por otro lado, se lanzó una línea específica para empresas para los destinos de reconversión y eficiencia energética/movilidad sustentable, con las siguientes características:

Usuarios: empresas bajo cualquier forma societaria o unipersonal, de todos los sectores económicos, incluyendo MiPyMEs y grandes empresas.

Tasa de Interés:
MiPyMEs: Primeros 3 años 32 % TNA fija. Resto del plazo Badlar + 4 ppa.
MiPyMEs LIP: Primeros 3 años 31 % TNA fija. Resto del plazo Badlar + 4 ppa.
Grandes empresas: Primeros 3 años 37 % TNA fija. Resto del plazo Badlar + 5 ppa.

Plazo:
MiPyMEs y grandes empresas: Hasta 10 años.
MiPyMEs LIP: Desde 6 a 10 años.

Período de gracia: se podrá otorgar hasta 24 meses de período de gracia exclusivamente para aquellos proyectos de financiamiento que, debido a sus particularidades, así lo requieran. Esto aplica sólo para el capital y no para el pago de intereses.

Cabe destacar que, en la primera etapa de la campaña que se extendió desde el 8 de agosto al 30 de septiembre, la “Tienda BNA+” concretó ventas por más de $ 10,4 mil millones, 9.400 operaciones distribuidas a lo largo de todo el país y un ahorro anual de 3.172 MWh.

El 90% de las unidades vendidas corresponden a las categorías: Refrigeración, Climatización y Lavado. Además, la Provincia de Buenos Aires lideró las transacciones seguida por la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y las provincias de Córdoba, Santa Fe y Mendoza.

Todos los productos incluidos en el programa estarán identificados mediante un logo especial que facilita su reconocimiento.

Este programa ha demostrado ser una herramienta valiosa para los ciudadanos, permitiéndoles acceder a productos de tecnología energéticamente eficiente que no solo reducen el consumo de energía, sino que también generan un ahorro significativo en sus facturas mensuales, destacó Energía.

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, ha alcanzado un nuevo hito en la emisión de instrumentos de finanzas sostenibles. La compañía colocó su 15° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto equivalente a US$ 48.3 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de US$ 30 millones. La colocación atrajo ofertas por más de US$ 58.9 millones, lo que permitirá alocar los fondos en futuros proyectos solares. Este éxito refuerza la confianzadel mercado en la solidez crediticia y el compromiso ambiental de la compañía.

La Obligación Negociable (ON)dólar hard (MEP) Clase XLVII, emitida por un monto de US$ 48.3 millones,ofrece un cupón fijo del 6,00%, con intereses pagaderos semestrales y vencimiento en octubre 2028.Fue emitida a un precio de 100%.Este nuevo instrumento cuenta con una calificación AA.ar de Moody’s Local, quien destaca la sólida posición competitiva en el mercado de energía renovables de la compañía, destacando la flexibilidad financiera, altos márgenes de rentabilidad y una estable generación de flujo de fondos. Por otro lado, la nueva ON se incorporará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, siendo su decimoquinto instrumento con etiquetado verde en el panel. 

Esta operación se realiza bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Cocos Capital S.A., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Petrini Valores S.A., Invertironline S.A.U., Banco Supervielle S.A. y PP Inversiones S.A. actúan como Colocadores.

Genneia continúa afianzando su liderazgo en finanzas sostenibles en el mercado local e internacional, habiendo emitido Obligaciones Negociables por más de US$850 millones de dólares en los mercados de capitales local e internacional. Asimismo, la compañía superó 1 GW de capacidad instalada renovable a principios de 2024, hito destacado que consolida su liderazgo en el sector y que refuerza su compromiso con las buenas prácticas que contribuyen a la lucha contra el cambio climático.

Transportadora de Gas del Sur S.A., tgs, compañía de energía co controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, celebra su 30º aniversario cotizando en la Bolsa de Nueva York (NYSE).

En noviembre de 1994, tgs ingresó al panel con su principal negocio como transportista de gas. Durante estos 30 años se transformó en una compañía de energía que brinda servicios integrados en toda la cadena de valor del gas natural, uniendo la boca del pozo con los centros de consumo de Argentina y el mundo.

Desde su ingreso a la Bolsa de Nueva York, la compañía se sostuvo ininterrumpidamente cotizando en el panel principal, hito que muestra su accionar, su solidez financiera y un crecimiento sostenido, que la consolidó como un actor clave en la industria energética regional.

En la actualidad tgs cuenta con cinco líneas de negocios, una de las cuales fue desarrollada como inversión a riesgo hace seis años en el corazón de Vaca Muerta, la segunda reserva de shale gas del planeta, donde lleva invertidos más de U$S 700 millones y sigue proyectando el desarrollo del potencial energético del país.

Oscar Sardi, CEO de tgs, se refirió a “aquel icónico momento del Toque de Campana, que sigue vivo en nuestra memoria, y hoy más que nunca reafirmamos nuestro compromiso de seguir trabajando por el desarrollo energético de la Argentina y la región”. “No solo buscamos proveer la infraestructura necesaria sino que también nos mueve el propósito de contribuir al bienestar de nuestro país” afirmó.

La cotización en la Bolsa de Nueva York ha sido fundamental para el acceso de tgs a los mercados internacionales de capitales, lo que ha permitido a la compañía expandir su infraestructura, modernizar sus operaciones y continuar apoyando el crecimiento de Vaca Muerta.

Luego de la celebración en NYSE, tgs llevó a cabo el denominado “Día de los Inversores”, en el cual se realizó una presentación ante representantes de las principales instituciones bancarias internacionales sobre los planes próximos y futuros de la empresa de energía.

Sobre tgs

tgs es la principal compañía de transporte de gas natural de la Argentina. A través de más de 9.300 km. de gasoductos que atraviesan 7 provincias, transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste del país hacia los centros de consumo urbanos. Es co controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki.

Durante sus 32 años tgs se ha desarrollado y evolucionado como una empresa que ofrece servicios integrados, a partir de cinco líneas de negocios: Transporte de gas natural; Procesamiento y comercialización de líquidos del gas natural; Midstream en Vaca Muerta; Telecomunicaciones; Servicios.

tgs posee más de 35 instalaciones distribuidas en siete provincias del sur y oeste de la República Argentina, empleando más de 1.100 personas. En la ciudad de Bahía Blanca, tgs posee el Complejo Cerri y la Planta Galván, que son instalaciones donde se procesan y comercializan líquidos derivados del gas natural.

Con una importante inversión en Neuquén, la compañía se consolidó como el primer Midstreamer de Vaca Muerta, a partir de la construcción de una planta de acondicionamiento de gas, Planta Tratayén, y un sistema de gasoductos de 183 km que recorre el corazón de la cuenca, otorgando soluciones innovadoras a los productores.

Su flamante línea de negocios, tgs Integra, le permite ofrecer servicios y soluciones en los activos de sus clientes a partir de la experiencia de sus equipos y los modernos equipamientos que la compañía posee. Brinda el servicio de operación y mantenimiento del Gasoducto (Presidemte) Néstor Kirchner (GPNK).

A través de la empresa Telcosur, ofrece el servicio de ancho de banda en el sur y el oeste de nuestro país, ya que cuenta con un extenso sistema de redes de fibra y radio anilladas que cubren las ciudades más importantes de la región.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad dejó sin efecto la convocatoria a Audiencia Pública para el día 5 de noviembre próximo que el propio ENRE había realizado el 2 del corriente, en la que se considerarían las tarifas del Transporte de Energía en Alta Tensión, sin establecer nueva fecha.

Se trataba de una Audiencia Pública con el objeto de “poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto de las propuestas tarifarias presentadas por las empresas concesionarias del servicio público de transporte de energía eléctrica, para el próximo período quinquenal, en el marco del Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), dispuesto por la Resolución ENRE 223/2024, con carácter previo a definir las tarifas a aplicar por las referidas concesionarias en dicho quinquenio”.

Ahora, el ENRE explicó su decisión “teniendo en cuenta la positiva reacción de la economía a las acciones implementadas por el Ministerio de Economía y la notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha”. “Resulta razonable y prudente postergar la realización de la Audiencia Pública hasta la fecha que oportunamente se determine”, señala la Resolución 743/2024 publicada en el Boletín Oficial.

Así, el organismo regulador a cargo de Darío Arrué, notificó tal suspensión a las compañías TRANSENER S.A. , TRANSBA S.A., TRANSNOA S.A., TRANSNEA S.A., TRANSPA S.A., DISTROCUYO S.A., TRANSCOMAHUE S.A., y al ENTE PROVINCIAL DE ENERGÍA DEL NEUQUÉN (EPEN).

También comunicó su decisión a la Secretaría de Energía, a la Compañia CAMMESA) a las asociaciones de usuarios registradas en el Registro Nacional de Asociaciones (RNAC) de la Subsecretaría de Defensa del Consumidor, a la Comición de Usuarios Residenciales (CUR), a la Asociación de Distribuidores ADEERA, a la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica AGUEERA, a la Asociación de Generadores AGEERA, a la Asociación de Transportistas ATEERA, y a la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos ADERE.

La petrolera china CNOOC registró un récord de producción de crudo y gas natural en el primer yacimiento ultraprofundo del país construido de forma independiente, denominado Deep Sea #1.

Según la agencia de prensa Xinhua, el yacimiento produjo hasta ahora un total acumulado de 9.000 millones de metros cúbicos de gas natural y más de 900.000 metros cúbicos de crudo.

En la segunda fase de desarrollo se estima que la producción máxima anual de gas natural del yacimiento alcanzará 4.500 millones de metros cúbicos, frente a los 3.000 millones de metros cúbicos actuales.

La segunda fase se centrará especialmente en las reservas de gas del yacimiento, situado en el Mar de China Meridional, y la ampliación permitirá explotar reservas probadas de unos 50.000 millones de m3 de gas.

China es el primer importador mundial de crudo y gas natural para alimentar su creciente economía. También está invirtiendo mucho en la producción nacional para reducir su dependencia de los hidrocarburos extranjeros. Este mismo año, se prevé que el consumo de gas natural en el país aumente hasta un 7,7% en 2023.

A principios de año, CNOOC anunció un nuevo descubrimiento de gas natural, también en aguas ultraprofundas del Mar de China Meridional. Según la empresa estatal, las reservas del yacimiento Lingshui-36-1 superan los 100.000 millones de m3.

CNOOC anunció el inicio del proyecto de desarrollo del yacimiento petrolífero Enping 21-4, en el este del Mar de China Meridional.

Se espera que el proyecto alcance una producción máxima de unos 5.300 barriles equivalentes de petróleo al día de crudo ligero en 2025.

OPINION

En 2022-23, una combinación de factores creó la tormenta perfecta para que las facturas de energía de los consumidores se dispararan. La demanda de energía aumentó rápidamente pospandemia. La guerra entre Rusia y Ucrania provocó que los precios del gas natural se dispararan. La interrupción de la cadena de suministro, la demanda global de materias primas y la inflación general empeoraron las cosas, contribuyendo aún más al aumento de los precios.

Según el estudio de la consultora internacional Accenture, como resultado, los consumidores están luchando para pagar sus facturas de electricidad.

Según un estudio de la consultora, para el cual fueron consultados 16.800 consumidores a nivel mundial, uno de cada tres hogares enfrentó problemas para pagar su factura en los últimos 12 meses. En Argentina, el 45 % de los consumidores. En la región, el 47 por ciento.

El estudio mostró también que 59 % de los consumidores argentinos identifica la asequibilidad (accesibilidad) y fiabilidad como su prioridad en el servicio eléctrico y solo 23 % dijo estar satisfecho en ese aspecto con el servicio ofrecido por su proveedor de energía. Además, 89 % dijo que espera mayor variedad en productos y servicios.

Las cinco prioridades identificadas por los consumidores argentinos fueron: Asegurarse de que su cuenta de luz sea lo más predecible posible; prevenir las interrupciones de energía; abogar públicamente en su comunidad para apoyar el acceso equitativo a la energía; tomar medidas para reducir las emisiones de carbono, y ayudar a ahorrar en su factura de energía. Todas ellas obtuvieron un bajo nivel de satisfacción.

Nicolás Ruiz Moreno, Senior Manager de Accenture Argentina sostuvo que “los proveedores de energía pueden mejorar sus relaciones con los consumidores siendo más claros en sus comunicaciones a través de las facturas y de sus plataformas. Es importante que se entienda qué significa cada variable y cada concepto cobrado, al igual que cómo mejorar sus consumos”.

Sin embargo, también es clave el trabajo colaborativo. “Nuestro estudio muestra también que 79 % de los consumidores argentinos está preocupado por el futuro del medioambiente. Mientras que un 76 % dice creer que los individuos tienen un importante rol que cumplir, un 68 % sostiene lo mismo respecto de las corporaciones”.

El estudio arrojó que, aunque el 83 % de los argentinos está interesado en la transición energética, solo 33 % quiere o puede pagar por iniciativas más sustentables. Esto, debido a que 46 % de los consultados cree que su proveedor de energía no destinará esos fondos a medidas sustentables.

Al ser consultados qué beneficios esperarían en el caso de que sus cuentas de electricidad subieran por incluir iniciativas más sustentables, la mayoría respondió que un sistema energético más fiable, seguido por programas que les ayuden a bajar el costo de sus cuentas e información sobre las medidas que está adoptando su proveedor energético a favor del medio ambiente.

El consultor de Accenture resaltó que “todos tienen un papel que desempeñar para que la transición a cero emisiones sea asequible: los consumidores, las comunidades y los reguladores”. “Pero los proveedores de energía deben liderar. Son responsables de gestionar el equilibrio entre el acceso equitativo a la electricidad para los consumidores y de desarrollar un sistema energético confiable y seguro capaz de satisfacer la creciente demanda”.

Ruiz Moreno consideró que “los proveedores de energía no pueden asumir solos los costos de inversión. Según análisis relacionados, completar las inversiones requeridas más que duplicará los costos de electricidad como porcentaje del ingreso familiar”.

“Los consumidores no pueden permitirse apoyar esta escala y ritmo de inversión. Y mantener la transición asequible retrasará el logro de cero emisiones netas por 35 años”, sostiene el informe.

En ese sentido también agrega que “los enfoques tradicionales no impulsarán el cambio necesario. Los proveedores de energía deben reinventar el negocio a lo largo de toda la cadena de valor. En el corazón de esa reinvención está un núcleo digital eficiente. Para esto, deben alcanzar la combinación adecuada de infraestructura en la nube y prácticas para la agilidad e innovación; aplicaciones y plataformas para el crecimiento acelerado, experiencias de próxima generación y operaciones optimizadas”.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) realizaron Webinar titulado Perspectivas para la Energía Nuclear en América Latina y el Caribe. Se consideró el papel de la energía nuclear en la descarbonización de las matrices energéticas de la región y se hizo hincapié en las tendencias internacionales y el potencial de los Reactores Modulares Pequeños (SMRs, por sus siglas en inglés).

En la apertura del encuentro participaron Rafael Mariano Grossi, Director General del OIEA, y Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, quienes destacaron la relevancia de la energía nuclear para acelerar la transición hacia energías limpias en la región.

También estuvieron Thiago Barral, Secretario Nacional de Transición Energética y Planeamiento de Brasil, y Daniel Álvarez, Director General de Energía, Hidrocarburos y Minas de El Salvador.

Rafael Grossi subrayó la importancia de la energía nuclear en la matriz energética global, destacando su potencial en América Latina y el Caribe. Indicó que actualmente operan 415 reactores nucleares en 31 países, con una capacidad de alrededor de 374 GW, que proveen el 25 % de la producción eléctrica de baja emisión de carbono a nivel global.

En América Latina (Argentina, Brasil y México) operan 7 reactores con una capacidad conjunta de 5 GW.

Grossi resaltó que las proyecciones del Organismo que dirige prevén un alza de la capacidad nuclear instalada por 2.5 veces para el 2050, y que en América Latina y el Caribe, la expansión tendrá que ver tanto con la extensión de vida de las plantas existentes, como con el desarrollo de nuevos proyectos.

Asimismo, destacó que los SMRs son el futuro en muchas regiones, con desarrollos en marcha en EE. UU., China, Rusia y Corea del Sur, y con países como El Salvador explorando su implementación.

Thiago Barral señaló el compromiso de Brasil en la transición energética y destacó la energía nuclear como clave para una matriz resiliente. Mencionó la extensión de la vida útil de Angra 1, la reactivación de Angra 3 y el interés en los SMRs.

Además, Brasil se posiciona como un actor relevante en la producción de uranio y apoya la creación de un foro regional para la planificación energética en América Latina y el Caribe.

Por su parte, Daniel Álvarez destacó la oportunidad para El Salvador en la adopción de la energía nuclear, impulsada por la necesidad de diversificar su matriz energética y enfrentar desafíos como las sequías y las fluctuaciones de los precios de combustibles.

Mencionó el apoyo internacional recibido y un plan para construir un reactor nuclear para 2030, capacitando a 400 especialistas. Subrayó la importancia de reducir los costos energéticos para atraer inversión y mejorar servicios como el sector salud mediante el uso de radioisótopos.

Andrés Rebolledo enfatizó el renovado interés en la energía nuclear en la región. Señaló los avances tecnológicos que abordan las preocupaciones de seguridad y resaltó la relevancia de la energía nuclear en un contexto de seguridad y soberanía energética.

Además, valoró el liderazgo de América Latina y el Caribe en energías limpias y la necesidad de diversificar sus fuentes energéticas, considerando la energía nuclear como una opción adicional importante para el futuro.

OLADE y OIEA destacaron la importancia de la cooperación técnica y el desarrollo de capacidades, infraestructura y el financiamiento como elementos clave para avanzar en las transiciones energéticas limpias, subrayando el papel estratégico que los SMRs pueden desempeñar en América Latina y el Caribe.

Este año el suministro por parte de Gazprom a China será mil millones de metros cúbicos de gas más de lo pactado, afirmó hoy el vicepresidente del consorcio ruso, Vitali Markélov, en el Foro Internacional del Gas de San Petersburgo.

Gazprom aumentó de manera significativa los envíos al gigante asiático tras reducir al bombeo de gas a Europa.

Anteriormente, el consorcio gasístico ruso y la china CNPC acordaron adelantar al próximo diciembre la puesta al máximo de su potencia del gasoducto Fuerza de Siberia, infraestructura diseñada para bombear hasta 38.000 millones de metros cúbicos de gas al año.

El Fuerza de Siberia es el sistema de transporte de gas más grande del este de Rusia, que en los próximos años planea exportar a China hasta 48 mil millones de metros cúbicos de gas anuales con la implementación de una nueva ruta desde el extremo oriente del país.

En septiembre Gazprom se cayó de la lista de cien compañías rusas con mayores ganancias que elabora la revista Forbes al registrar pérdidas récord en 2023, en gran medida debido a las sanciones de los países occidentales por la guerra en Ucrania.
Gazprom ha pasado de encabezar dicha lista, honor que le corresponde ahora a la petrolera Rosneft, a sufrir en el último ejercicio hasta 5.660 millones de euros en pérdidas.
Mientras, los planes rusos del Fuerza de Siberia 2 para aumentar las exportaciones al gigante asiático se han visto pospuestos por decisión del país de tránsito, Mongolia, de no autorizar la construcción de la infraestructura.

YPF Energía Eléctrica S.A. (“YPF Luz”) anunció el resultado de la colocación de un bono en el mercado internacional por US$ 420 millones, con vencimiento a 8 años, con un cupón de 7,875 % y un rendimiento de 8,20 por ciento.

La demanda por esta nueva obligación negociable superó las expectativas ya que los inversores internacionales y locales sobresuscribieron órdenes por 4 veces más, , con un libro que superó los 1.600 millones de dólares, se indicó.

El monto obtenido será aplicado a la cancelación total anticipada del bono internacional en circulación por U$S 400 millones emitido en 2019 y que vencía en julio 2026 a una tasa de 10,25%. De esta forma la compañía logró mejorar el perfil de vencimientos de su deuda, extendiendo la vida promedio y reduciendo en más de 2 % su tasa de interés.

“Estamos muy orgullosos con los resultados de esta nueva emisión internacional de YPF Luz. Es un nuevo reconocimiento del mercado a la estrategia de la Compañía, con un rumbo claro y sostenido en el tiempo”, afirmó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

“El respaldo de los inversores nos permitió alcanzar una de las tasas más bajas del mercado argentino y mejorar sustancialmente el perfil de deuda de la compañía. Agradezco a todo el equipo de YPF Luz que hace posible estos resultados”, añadió.

Los bancos y entidades financieras que participaron fueron las siguientes: colocadores locales en la emisión fueron: Banco Santander Argentina S.A., Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., SBS Trading S.A., Balanz Capital Valores S.A.U y TPCG Valores S.A.U. Como colocadores internacionales y joint bookrunners, actuaron: Citigroup Global Markets Inc., Itaú BBA USA Securities, Inc., Santander US Capital Markets LLC y J.P. Morgan Securities LLC.

La información para inversores se encuentra disponible en ypfluz.com/inversores.

Tecpetrol, una de las principales productoras de gas no convencional en Vaca Muerta (Rincón de Piedra) tiene en etapa de estudio un proyecto para una planta de GNL desde hace dos años.
· el proyecto se encuentra en una etapa de diseño de ingeniería, que podría estar lista para mediados del 2025. y luego se evaluará la factibilidad de inversión.

· El esquema de diseño no ha variado desde el inicio, sería un proyecto íntegramente en tierra (on shore), y se proyecta con un diseño que permite ir incrementando módulos en el tiempo. (concepto de “parque industrial” que permite compartir sinergias de ductos, muelle, servicios de energía, pretratamiento)

· Durante este tiempo se trabajó en desarrollar módulos de una capacidad del orden de 2 MTPA. La primera etapa se prevé de entre 2 y 4 MTPA.

· La locación aún no está definida, se están analizando distintas alternativas, se está trabajando en los estudios de suelo, muelle, y otras cuestiones de infraestructura y logística.

· Si surgieran otras alternativas (de producción de GNL) Tecpetrol las analizaría también, ya que se considera que la Argentina necesita proyectos que permitan incrementar sustancialmente la demanda. De esta manera, podría exportar gas a múltiples países que necesitan energía, con un alto impacto en la balanza comercial.

La Secretaría de Energía informó sobre la puesta en funcionamiento (10/10) de la Planta Compresora Salliqueló, que forma parte de la infraestructura del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) en su etapa 1, con lo que mejorará la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta, sumando 5 millones de metros cúbicos por día.

Era la última obra complementaria para finalizar el gasoducto troncal GPNK, que comenzó a operar en agosto de 2023, transportando inicialmente 11 MMm3/día.

Esta obra complementaria del GPNK se suma a la Planta Compresora Tratayén (NQN), punto de partida del gasoducto, estación que fue inaugurada en julio de este año, y permitió ampliar progresivamente el volumen de gas transportado.

Con estas obras concluídas el GPNK podría transportar hasta 21 MMm3/día, según el proyecto original.

“Bajo esta nueva administración, las obras nunca se frenaron; el Gobierno nacional trabajó junto a las empresas de manera continua. Se pagaron deudas a los contratistas, la planta fue completada y hoy se encuentra en funcionamiento, cumpliendo con el objetivo de seguir optimizando la infraestructura energética del país”, describió la Secretaría.

Cabe destacar que, tanto el GPNK como las plantas compresoras, habían sido diseñadas para transportar inicialmente un volumen de 21 MMm³ por día. De todas maneras, la capacidad de transporte ha sido superada solo con la puesta en funcionamiento de la planta Tratayén en julio 2024, alcanzando una inyección de 23 MMm³ por día. Así, la puesta en marcha de la Planta Compresora Salliqueló, desafiará la capacidad de transporte pensada inicialmente, señaló Energía.

La Cartera a cargo de Eduardo Chirillo hizo hincapié en que “Este Gobierno ha sido claro desde el primer momento: las obras estructurales para el país, ya iniciadas, se iban a sostener y finalizar. Así, el Presidente Javier Milei logró finalizar el Gasoducto (Presidente) Néstor Kirchner”.

No obstante, cabe recordar que el proyecto completo del GPNK contemplaba la construcción de la Etapa 2, desde Salliqueló, en el oeste de la provincia de Buenos Aires, hasta la localidad de San Jerónimo, en el sur de Santa Fe, con una extensión total de 524 kilómetros, y una capacidad de transporte de gas de hasta 39 MMm3/día. Desde la asunción del nuevo gobierno la construcción de este tramo fue puesta en duda. De hecho ENARSA no activó licitación de las obras, y ahora Energía señaló que Milei “logró finalizar el Gasoducto”.

La construcción y gestión de instalaciones en zonas remotas ha sido tradicionalmente un desafío complejo y demanda soluciones innovadoras y adaptables, tanto desde el punto de vista técnico como operativo. En estas áreas geográficamente aisladas donde el acceso a infraestructura y servicios básicos es limitado, la planificación y el mantenimiento de las instalaciones adquiere un papel crucial.

Los materiales de construcción deben transportarse grandes distancias habitualmente en condiciones climáticas adversas, incrementando costos y tiempos en los proyectos; las edificaciones en estos sitios deben diseñarse para adaptarse a climas extremos y falta de infraestructura básica como electricidad o agua potable, sin dejar de lado los conceptos de sustentabilidad y eficiencia en el uso de recursos que minimicen su dependencia de redes externas mediante la integración de tecnologías que optimizan el rendimiento energético y mejoran la habitabilidad como paneles solares, sistemas de recolección de agua de lluvia y diseño bioclimático.

Una de las soluciones más efectivas para enfrentar estos desafíos es el uso de edificios modulares transportables o prefabricados; estructuras que se construyen fuera del sitio en fábricas especializadas y luego se transportan al lugar remoto, lo que reduce significativamente el tiempo de construcción in situ y minimiza los problemas logísticos.
Basado en su experiencia, el arquitecto Sebastián Abud de Balko nos explica que “Los edificios modulares están diseñados para ser ensamblados de manera rápida y sencilla, con piezas estandarizadas que se adaptan a las necesidades del entorno y sobre todo de nuestros clientes”. Estos sistemas permiten crear instalaciones que cumplen con los más altos estándares de sustentabilidad y eficiencia energética.

El facility management para este tipo de proyectos requiere una capacidad de adaptación extrema. La gestión de instalaciones no se limita al mantenimiento de edificios, sino que incluye la provisión de servicios como electricidad, agua, alimentación y transporte. El principal reto para los gestores de instalaciones en lugares remotos es garantizar que los recursos lleguen de manera continua y eficiente a pesar de las dificultades logísticas.

La adopción e integración de soluciones y herramientas tecnológicas es la clave para optimizar la gestión de las instalaciones en estos entornos. Así, lo que antes era un desafío costoso, hoy se convierte en un campo fértil para la creatividad y el desarrollo de nuevas estrategias para un futuro más eficiente y resiliente.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió con el secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, y confirmó que se formalizará una mesa de trabajo para definir las nuevas concesiones de las represas sobre los ríos Limay y Neuquén, que el gobierno nacional impulsa.

Las concesiones otorgadas en 1992 han caducado y se han extendido provisoriamente en base a lo establecido por los contratos, hasta definir los criterios de las nuevas concesiones, y los operadores de tales centrales (Alicurá, El Chocón-Arroyito, Cerros Colorados, Piedra del Aguila).

Durante el encuentro con Chirillo, el mandatario neuquino transmitió su inquietud por el impacto que genera la falta de financiamiento nacional en proyectos estratégicos para la región. La agenda de temas incluyó la interconexión eléctrica entre Alicurá y Bariloche (Río Negro) – Villa La Angostura y el gasoducto cordillerano, entre otros, informó la Gobernación.

“Estamos trabajando contrarreloj para revertir la paralización de la obra de Alipiba. Además, tenemos como prioridad el inicio de la ampliación del Gasoducto Cordillerano para llegar al próximo invierno. Estas obras impactan a toda la Región Sur de nuestra provincia, y son inversiones importantes que pueden mejorar la provisión de servicios a nuestra ciudadanía”, destacó Figueroa.

El proyecto Alipiba actualmente se encuentra ejecutado en un 6,79 % y carece de financiamiento. Esta obra, que parte desde Alicurá, está destinada a abastecer de energía eléctrica a Villa La Angostura.

El otro tema que puso en la mesa el gobernador fue el gasoducto cordillerano, un proyecto para el cual Neuquén ya ha firmado acuerdos con Chubut. A pesar de que se trasladaron las maquinarias desde Santa Fe para iniciar los trabajos, el incremento en los costos ha generado nuevas negociaciones entre Camuzzi y el Gobierno Nacional.

La empresa YPF, de mayoría accionaria estatal, se apresta a firmar un Memorandum con una de las mayores petroleras internacionales para venderle durante 20 años un tercio del Gas Natural Licuado que proyecta producir en base a su plan de desarrollo de infraestructura (gasoductos – planta procesadora – puerto), para el aprovechamiento del gas de Vaca Muerta.

El jefe de Gabinete, Guillermo Francos, anticipó el martes en una jornada de la UIA en Córdoba que YPF suscribirá dicho convenio por un plazo de 20 años, a razón de unos U$S 7 mil millones anuales (U$S 140 mil millones) , en el contexto de las gestiones que el presidente de la petrolera, Horacio Marín, encaró para conseguir compradores del futuro GNL en el mercado internacional (por caso India).

Pero además procurar un posible socio en el proyecto Argentina GNL, habida cuenta que es prácticamente un hecho el desestimiento de Petronas de invertir en su desarrollo. De hecho encaró en las úlimas semanas conversaciones con varias grandes jugadoras de la industria de GNL.

Ni Francos, ni YPF confirmaron el nombre que trascendió en la industria acerca de la empresa que suscribirá el memorandum. En tanto, “Desde Shell, se indicó, estamos siempre explorando las oportunidades de optimizar nuestro portfolio. Pero por política de la compañía, no hacemos comentarios sobre actividades o acuerdos comerciales potenciales”.

El Jefe de Gabinete hizo referencia a que “Esta empresa…. puede comprar un tercio de las exportaciones de gas de Argentina, que son algo así como 7 mil millones de dólares anuales por 20 años, pensando en el yacimiento de Vaca Muerta”. Y en ese contexto consideró que parte de ese dinero serviría para financiar el proyecto de GNL que encabeza YPF (que además busca otros socios productores de gas locales).

El gobierno nacional impulsa la construcción de la Planta y Puerto en Río Negro, y el tendido de tres ductos desde Vaca Muerta. La inversión estimada implica no menos de 30 mil millones de dólares, y un desarrollo de varios años hasta poder concretar la primera exportación.

Mucho antes que esto, se desarrollará en la misma región el proyecto de PAE-Golar para la producción y exportación de GNL (a partir de 2027), claro que en volúmenes mucho menores (2,5 millones de toneladas año). Incluso YPF podría participar de esta iniciativa.

El mercado energético global sigue navegando en aguas turbulentas. Las fluctuaciones en las reservas de crudo en Estados Unidos, la caída de las exportaciones de gas ruso a Europa, y los crecientes esfuerzos por adoptar energías renovables marcan el compás de un sector en constante transformación.

Con precios que oscilan según el contexto geopolítico y las sanciones, las naciones productoras y consumidoras de energía buscan nuevas formas de asegurar su suministro en un mundo cada vez más complejo y condicionado por la transición hacia una economía más verde.

Según el Reporte Energético Global, editado por Martín y Víctor Bronstein, la caída en los precios del petróleo ha llevado a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) a reducir sus previsiones de crecimiento de la demanda mundial para 2024 y 2025. La nueva estimación para este año sitúa el crecimiento en 2,03 millones de barriles diarios,

mientras que para el próximo año se espera un incremento de 1,74 millones de barriles diarios, lo que representa una leve revisión a la baja. Este ajuste refleja las preocupaciones sobre un posible exceso de oferta, en un contexto donde las economías globales muestran signos de desaceleración y la transición energética gana protagonismo.
En paralelo, las emisiones globales de CO₂ equivalente crecieron un 2,1% en 2023, alcanzando un récord de 40.000 millones de toneladas métricas.

Esta cifra abarca las emisiones de dióxido de carbono provenientes de la energía, la quema de combustibles y las emisiones de metano. En contraste, Estados Unidos y la Unión Europea han logrado disminuir sus emisiones de CO₂ en un 2,7% y un 6,6%, respectivamente. Sin embargo, la región de Asia-Pacífico ha visto un aumento del 4,9% en sus emisiones, triplicando la reducción combinada de las emisiones en Estados Unidos y Europa, lo que pone de manifiesto las dificultades para reducir globalmente la huella de carbono.

La transición con obstáculos

Europa ha mostrado avances en la generación de energía renovable. La producción de energía solar fotovoltaica creció un 23% en lo que va del año, y la energía eólica subió un 9%, mientras que la generación a partir de combustibles fósiles ha caído al 22%, en comparación con el 34% en 2019.

Estos datos revelan un cambio hacia energías más limpias, pero la dependencia de combustibles fósiles sigue siendo significativa, especialmente en regiones donde la transición es más lenta.
Un ejemplo de esto es India, que en los próximos tres años agregará una demanda de electricidad equivalente al consumo actual del Reino Unido. Aunque casi la mitad de este crecimiento será cubierto por energías renovables, un tercio aún dependerá de la generación de electricidad a partir del carbón, según estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Esto plantea desafíos para el cumplimiento de los compromisos climáticos globales y resalta la dificultad de reducir la dependencia de los combustibles fósiles en algunas economías emergentes.

Menos inversión

Tanto Exxon Mobil como la OPEP han advertido que la inversión insuficiente en la búsqueda y desarrollo de nuevas reservas de petróleo podría desencadenar una futura crisis de suministro. Exxon estima que sin nuevas inversiones, los suministros mundiales de petróleo podrían caer en más de 15 millones de barriles por día en el primer año.

Este déficit afectaría gravemente la oferta y elevaría los precios del crudo de forma significativa, con un impacto devastador en la economía mundial.
A largo plazo, la producción mundial de petróleo podría enfrentar una caída natural del 15% anual debido al agotamiento acelerado de los recursos, especialmente en el petróleo no convencional como el shale.

El último informe Global Outlook de Exxon también predice que tanto el petróleo como el gas seguirán siendo componentes clave de la matriz energética mundial hasta 2050. Incluso si todos los vehículos nuevos vendidos en 2035 fueran eléctricos, la demanda de petróleo en 2050 seguiría siendo de 85 millones de barriles diarios, un consumo comparable al de 2010. Esto contradice la visión de muchos analistas que pronostican una caída drástica en la demanda de petróleo con el aumento de los vehículos eléctricos.

Narrativa climática

A pesar de las advertencias sobre la posible escasez de petróleo, los mercados petroleros han estado dominados por una narrativa que anticipa una menor demanda y precios a la baja en los próximos años.
Los precios del crudo han estado fluctuando en torno a los 70 dólares por barril, con una actitud mayoritariamente bajista por parte de los operadores y analistas. No obstante, los recientes conflictos en Medio Oriente, especialmente el avance de Israel sobre el Líbano y la respuesta de Irán, han reavivado las preocupaciones sobre los riesgos geopolíticos y su impacto en el suministro de petróleo, lo que ha impulsado una ligera recuperación del precio del Brent.

Un factor clave que contribuye a esta confusión es la influencia de los lobbies ambientales y la narrativa climática, que han promovido una rápida transición hacia energías renovables, afectando la inversión en proyectos de petróleo y gas.
Exxon y la OPEP coinciden en que, si se continúa frenando la inversión en nuevas fuentes de suministro, la escasez de petróleo será inevitable y los precios podrían dispararse, llegando incluso a niveles nunca antes vistos. Este escenario no solo afectaría a la industria, sino que también tendría repercusiones en la estabilidad política y social a nivel global.
En 2009, Estados Unidos enfrentó una situación similar, con advertencias de una inminente crisis de suministro.
En respuesta, se promovió el desarrollo del shale mediante incentivos fiscales y avances tecnológicos, lo que ayudó a evitar un colapso energético.
Hoy, la falta de inversión en petróleo y gas no responde a la escasez de recursos, sino a la influencia de una narrativa centrada en el cambio climático, que ha frenado la exploración y desarrollo de nuevos proyectos.

Negocios en la transición

La creciente influencia de las grandes corporaciones, bancos y organizaciones no gubernamentales en la promoción de políticas climáticas y prácticas ESG (criterios ambientales, sociales y de gobernanza) ha transformado el activismo climático en un negocio lucrativo.
Según investigaciones recientes, los ingresos de las 25 principales organizaciones sin fines de lucro relacionadas con el clima ascendieron a 4.700 millones de dólares el año pasado, lo que ha generado un sesgo en la percepción del sector energético y sus mercados.

A pesar de este panorama, los analistas del Standard Chartered Bank y JP Morgan han señalado que los fundamentos del mercado del petróleo indican una oferta ajustada, lo que podría llevar a una recuperación de los precios en el corto plazo.

Los inventarios mundiales de crudo se encuentran en sus niveles más bajos desde 2017, y los inventarios en Cushing, un importante punto de almacenamiento en EE.UU., están por debajo de los estándares de los últimos 15 años.

Caída de reservas en EE.UU.

En un giro inesperado para el mercado energético, las reservas comerciales de crudo en Estados Unidos se desplomaron en 6,9 millones de barriles durante la última semana de agosto, muy por encima de la disminución de 300.000 barriles que los analistas habían pronosticado.
Según datos publicados por la Administración de Información Energética (EIA), esta significativa caída está directamente relacionada con la reducción en las importaciones, que fueron 5 millones de barriles menores a las de la semana anterior, mientras que las exportaciones crecieron levemente en un 2%.

A pesar de este ajuste en las reservas, la actividad de refinación en EE.UU. se mantuvo estable en un 93,3%, mientras que los volúmenes de productos refinados entregados, un indicador clave de la demanda, mostraron una disminución del 4,9%.

Esta combinación de factores llevó a un aumento en los precios del crudo, con el West Texas Intermediate (WTI) subiendo un 1,32%, alcanzando los 70,12 dólares por barril para las entregas de octubre.

California y el hidrógeno

Mientras tanto, en el ámbito del transporte y la energía limpia, California sigue marcando el ritmo hacia un futuro más sostenible. La ciudad de San Bernardino presentó el primer tren de pasajeros propulsado por hidrógeno en Estados Unidos.
Este tren, bautizado como Zemu (unidad múltiple de cero emisiones), representa un avance importante en los esfuerzos del estado por alcanzar la neutralidad de carbono para 2045.
El tren, con un costo de 20 millones de dólares, utiliza una combinación de pilas de combustible de hidrógeno y baterías para transportar hasta 108 pasajeros a lo largo de una línea de 9 millas.
San Bernardino, conocida por su mala calidad del aire debido a su alta concentración de autopistas y centros industriales, busca mejorar su huella ecológica con este innovador sistema de transporte.
Europa:
cae el gas ruso

En Europa, las importaciones de gas ruso por gasoducto disminuyeron un 2% en agosto, comparado con el mismo mes del año pasado y con julio de este año.
Las cifras proporcionadas por el grupo europeo de transmisión de gas Entsog y los informes de Gazprom revelan que los envíos diarios promedio cayeron a 89,6 millones de metros cúbicos.

A pesar de los conflictos en Ucrania, el flujo de gas desde Rusia hacia Europa a través de Ucrania se mantuvo estable, aunque las exportaciones de Gazprom han caído considerablemente desde el inicio de la guerra, siendo Noruega quien ha reemplazado a Rusia como el principal proveedor de gas para Europa.

Noruega explora

En el norte de Europa, Noruega sigue expandiendo sus operaciones en el sector de hidrocarburos.
El Ministerio de Energía del país anunció que 21 compañías de petróleo y gas han presentado ofertas para nuevas áreas de exploración en la plataforma continental noruega, específicamente en las zonas maduras ya conocidas por su potencial.
Esta ronda anual de licencias permite a las compañías acceder a áreas predefinidas para continuar con las exploraciones que llevan más de 50 años en la región.

Rusia desafía

Rusia, por su parte, afirma que ha cumplido con sus compromisos de reducción de la producción de petróleo en el marco del acuerdo de la OPEP+, tras haber superado su cuota en julio.
Sin embargo, el país sigue enfrentando dificultades para exportar su gas natural licuado (GNL) desde el proyecto Arctic LNG 2 debido a las sanciones occidentales, que han disuadido a los compradores.
Ante esto, Rusia ha recurrido a una flota de petroleros clandestinos para almacenar y transportar su GNL, una táctica que ya implementó para eludir las sanciones en la exportación de crudo tras la invasión a Ucrania.

A través de la Resolución 708/2024, publicada en el Boletín Oficial, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) dejó sin efecto toda autorización otorgada a favor de la inclusión en las facturas
emitidas por las empresas EDENOR S.A y EDESUR S.A, de conceptos ajenos al servicio que estas distribuidoras brindan en sus áreas de concesión, en el Área Metropolitana de Buenos Aires.

La medida, se comunicó, “es consecuente con la Resolución 267/2024 que la Secretaría de Industria y Comercio del Ministerio de Economía publicó el 11 de septiembre en el Boletín Oficial, y que establece que los proveedores de bienes y servicios deberán facturar exclusivamente los ítems relativos a la prestación ofrecida”.

“Aquéllos que liquiden otros cargos (por caso a solicitud de los gobiernos municipales) serán sancionados según prevé la Ley de Defensa del Consumidor”, advirtió el Organismo.

En este punto, “cabe recordar que es de carácter federal el servicio de distribución de energía eléctrica concesionado a EDENOR y EDESUR, y por lo tanto compete al ENRE
determinar los conceptos que deben figurar en las facturas correspondientes”, señaló el organismo a cargo de Darío Arrué.

Telcosur, la unidad de negocios de telecomunicaciones de tgs y Silica Networks, compañía de Grupo Datco dedicada a la provisión de infraestructura, mantenimiento y servicios de conectividad y transporte sobre fibra óptica, anunciaron un proyecto conjunto de infraestructura que permitirá desplegar un anillo de fibra óptica para conectar la localidad costera de Punta Colorada, en el departamento de San Antonio, provincia de Río Negro.

Como parte de este proyecto, que cuenta con los estudios de ingeniería de pre-factibilidad, ambas empresas prevén construir un tendido de fibra óptica de alta capacidad entre las localidades de Sierra Grande, Playa Dorada, Punta Colorada y Puerto Madryn por una traza cercana a la costa patagónica que, además de vincular esas localidades y mejorar la conectividad regional, permitirá consolidar un anillo de fibra que dotará a la red de mayor seguridad, fiabilidad y disponibilidad para aplicaciones críticas que requieren asegurar continuidad de servicio ante contingencias.

El proyecto permitirá una arquitectura de red anillada para proveer resiliencia ante eventuales cortes de la fibra ya que frente a una falla, una interrupción, o un corte en la conexión primaria a Buenos Aires, el servicio no se verá afectado.

“Nuestro equipo de infraestructura ya verificó la traza a construir y desde Telcosur están terminando la verificación de la apertura del servicio en la localidad de Sierra Grande.
A partir del anuncio de la elección del puerto de Punta Colorada para la construcción de una planta de gas natural licuado (GNL) que permitirá exportar la producción de Vaca Muerta, la disponibilidad de conectividad de alta capacidad y baja latencia se vuelve un requisito ineludible para el desarrollo regional”, afirmó Horacio Martínez, CEO de Silica Networks.

“La tradición de Telcosur de proporcionar conectividad a gasoductos y oleoductos, sumado a la cobertura geográfica que proporciona Silica Networks, nos lleva a concretar este proyecto en forma conjunta. Esta asociación junto a Silica Networks nos permite combinar experiencia y capacidad para ofrecer una infraestructura necesaria que respalda las necesidades de la industria energética en esta región y, además, sienta la bases para importantes proyectos energéticos en Argentina”, agregó Oscar Sardi, CEO de tgs y de Telcosur.

Telcosur y Silica Networks tienen una alianza estratégica que lleva más de 20 años, a través de la cual vienen trabajando en diversas iniciativas conjuntas que buscan potenciar y expandir sus redes y servicios a lo largo de toda la Patagonia, principalmente orientados a atender las necesidades de la industria de Energía, Oil & Gas.

A través de proyectos conjuntos, redes compartidas o neutrales y otras iniciativas de compartición de infraestructura, operadores como Silica Networks y Telcosur hacen un uso más racional de los recursos destinados a inversiones, al tiempo que generan un impacto positivo en la conectividad de la región en la que operan.

Sobre Silica Networks

Silica Networks es una compañía de Grupo Datco que provee infraestructura, mantenimiento y servicios de conectividad y transporte sobre fibra óptica, uniendo las principales ciudades de Argentina, Chile y Brasil.

Su anillo de fibra de más de 14.000 km se conecta con los cables trasatlánticos en ambos márgenes del continente, uniendo el océano Pacífico con el Atlántico, asegurando conectividad desde y hacia cualquier punto del globo a través de caminos redundantes que aseguran alta disponibilidad y baja latencia.

Silica Networks ofrece servicios de voz, transporte y comunicaciones de datos a través de tecnologías SDH, MPLS e IP a los principales operadores de telecomunicaciones de la región, los grandes vendors de tecnología cloud y las CDN de los mayores proveedores globales de contenido, así como ISPs, cableoperadores y cooperativas en América Latina.
Más información: www.silicanetworks.com | www.grupodatco.com

Sobre Telcosur

Telcosur, unidad de telecomunicaciones de tgs, tiene experiencia en la implementación, operación y mantenimiento de redes de telecomunicaciones dedicadas para sistemas de misión crítica en las industrias
de Oil & Gas y de energía. A través de 4600 kilómetros de radio enlace y 3570 kilómetros de fibra óptica anilladas, Telcosur brinda servicios como proveedor independiente de ancho de banda para operadores de telefonía y de televisión por cable, proveedores de servicios de datos y valor agregado, cooperativas telefónicas y eléctricas y grandes clientes corporativos.
Conocé más en www.telcosur.com.a

En agosto de 2024, Argentina tuvo un marcado aumento de la producción de petróleo y gas, del 14,35% y 5,97% respectivamente. Sin embargo, el panorama no es tan alentador aguas abajo, ya que las naftas registraron su novena caída consecutiva, con una baja del 6,69% interanual, mientras que el gasoil cayó un 7,67%, reflejando el impacto de la desaceleración económica.

En agosto de 2024, la producción de petróleo crudo en Argentina registró un notable crecimiento del 14,35% en comparación con el mismo mes del año anterior, marcando un hito importante para la industria energética del país, según informó Alberto Fiandesio en su sitio Todohidrocarburos. Este incremento refuerza el rol de Argentina como uno de los actores clave en el mercado de hidrocarburos en la región.
Además, el gas natural también experimentó un crecimiento positivo, aunque más moderado, con un aumento del 5,97% en su producción durante el mismo período.

Estos resultados reflejan el éxito de las políticas implementadas en el sector, así como los esfuerzos de las empresas por aumentar la extracción y producción de energía, a pesar de los desafíos globales y locales que enfrenta la industria.
El incremento en la producción de petróleo y gas se alinea con las expectativas del gobierno para fortalecer el autoabastecimiento energético y aumentar las exportaciones, contribuyendo a mejorar la balanza comercial del país. Este avance también pone de relieve la importancia de continuar desarrollando tecnologías y procesos que optimicen la explotación de los recursos no convencionales, especialmente en áreas clave como Vaca Muerta.
El crecimiento sostenido en ambos sectores no solo asegura el suministro energético a nivel nacional, sino que también fortalece las inversiones extranjeras y locales en proyectos de infraestructura, refinación y transporte de hidrocarburos. Asimismo, se prevé que este impulso en la producción continúe en los próximos meses, consolidando la recuperación y expansión del sector energético en Argentina.

Ventas de naftas y gasoil en caída

El mes de agosto de 2024 mostró un panorama preocupante para el sector de combustibles en Argentina. Las ventas de naftas registraron su noveno mes consecutivo de caída, con una disminución del 6,69% en comparación con el mismo mes de 2023. La baja en el consumo de combustibles es un reflejo de la desaceleración de la economía y del creciente impacto de la inflación en los bolsillos de los consumidores.
En cuanto al gasoil, las cifras tampoco son alentadoras. La venta total de este combustible disminuyó un 7,67% interanual, siendo el sector del transporte comercial y agrícola, que utiliza mayormente gasoil grado 2, uno de los más afectados, con una baja del 9,3% en las ventas. El gasoil grado 3, más asociado a vehículos de recreación, también cayó, aunque en menor medida, con una reducción del 3,3%.

Cambios en el consumo

Una de las tendencias más marcadas en el consumo de naftas ha sido el desplazamiento de los usuarios hacia productos de menor costo. Mientras que las ventas de nafta súper (grado 2) cayeron un 2,31% en comparación con agosto de 2023, la nafta premium (grado 3) sufrió un desplome mucho más severo, con una baja del 18,7%. Este comportamiento sugiere que los consumidores están priorizando el ahorro ante el aumento sostenido de los precios de los combustibles.
A pesar de la caída generalizada en las ventas de gasoil, la diferencia entre los canales de distribución es notable. Las ventas de gasoil a través de estaciones de servicio cayeron un 10,9% interanual, mientras que en los canales mayoristas la baja fue menos pronunciada, con una caída del 3,37%. Estos números reflejan que el consumo en sectores clave como el transporte y la agricultura ha sido golpeado por la incertidumbre económica, aunque la demanda en otras áreas ha mostrado una mayor resistencia.

Productos industriales en retroceso

El panorama se agrava con la caída en las ventas de otros productos energéticos, que actúan como indicadores de la actividad industrial. El fueloil registró una disminución del 39,66%, mientras que los asfaltos, esenciales para la construcción de infraestructura, cayeron un 31,08%. Este desplome en las ventas sugiere que el sector industrial también está sufriendo las consecuencias de la desaceleración económica.

Perspectivas

La continua caída en las ventas de combustibles plantea interrogantes sobre el futuro del mercado energético en Argentina. La inflación persistente, la desaceleración del consumo y la falta de políticas claras para reactivar la demanda podrían prolongar este ciclo negativo en los próximos meses. Los sectores más afectados, como el transporte y la construcción, necesitan medidas de estímulo que ayuden a revertir la tendencia y fortalezcan la recuperación económica.
Las ventas de combustibles en agosto de 2024 reflejan una situación crítica para el sector energético, con caídas generalizadas tanto en las naftas como en el gasoil.
La industria se enfrenta a un escenario incierto, donde la prioridad es encontrar soluciones para estabilizar la demanda y evitar que la caída continúe en los próximos meses.

Con la reciente promulgación de la Ley N° 27.742, el sector energético argentino enfrenta una profunda transformación. Esta normativa establece la unificación de los entes reguladores de electricidad y gas en un único organismo federal, con el objetivo de optimizar el control y la supervisión de ambos sectores. Siguiendo el ejemplo de Gran Bretaña con la creación de Ofgem, Argentina busca modernizar su marco regulatorio, fortaleciendo las inversiones y ajustando la gestión de los recursos energéticos a las necesidades actuales del país.

Escribe Charles Massano*

La Ley N° 27.742, dictada el 8 de Julio de este año, incorpora novedades a la organización del sector energético del país y a sus normas de funcionamiento y régimen de inversiones.
En lo institucional, dispone reemplazar a los entes reguladores nacionales de electricidad y de gas por un único organismo federal, siguiendo el ejemplo de Gran Bretaña que unificó Ofgas y Ofer en Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets) el 1° de Noviembre de 2000, luego de las privatizaciones y la creación de sus antecesores, en 1986 (gas) y 1990-91 (electricidad)1. Dice el Art. 161 de esa ley:

Artículo 161.- Créase el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad el que, una vez constituido, reemplazará y asumirá las funciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), creado por el artículo 54 de la ley 24.065, y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), creado por el artículo 50 de la ley 24.076.

Encomiéndase al Poder Ejecutivo nacional a dictar todas las normas y actos tendientes a hacer efectivo lo dispuesto en el párrafo anterior y a dictar el correspondiente texto ordenado de las leyes 24.065 y 24.076.

Hasta tanto no se constituya el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, los actuales Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) continuarán en ejercicio de sus funciones respectivas.
El nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad tendrá las atribuciones previstas en los artículos 52 y concordantes de la ley 24.076, y 56 y concordantes de la ley 24.065.
Por otra parte, el Art. 162, dispone la “adecuación” de las leyes 15.336 y 24.065:
Artículo 162.- Facúltase al Poder Ejecutivo nacional a adecuar, en el plazo dispuesto por el artículo 1° de la presente ley, las leyes 15.336 y 24.065 y la normativa reglamentaria correspondiente conforme a las siguientes bases: ….
Considerando disposiciones de la propia “Ley Bases”, las transformaciones normativas ordenadas serán efectivas en cuanto el Poder Ejecutivo las complete por vía reglamentaria, sujeto ello sólo a las generales de la ley. Esto es, salvo agravio y litigio cuyo fallo definitivo condene alguna de las normas emergentes de las disposiciones mencionadas, éstas tendrán vigencia y sin intervención legislativa adicional.

Distribución de electricidad

La Ley N° 15.336 se dictó durante la presidencia de A. Frondizi, en septiembre de 1960.
Ese cuerpo parte de la existencia de jurisdicciones provinciales sobre los recursos y la infraestructura dedicada a la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, e instaura la jurisdicción federal sobre aquella infraestructura y recursos que son compartidos o vinculan a más de una provincia y/o a la Capital Federal u otros territorios de esa jurisdicción. Al respecto, la Ley 24.065 sólo innova en el dominio de algunas infraestructuras que eran propiedad del estado nacional (y se privatizaron), y sobre normas regulatorias y operativas para los tres niveles del negocio (generación, transmisión y distribución) a nivel federal.

Distribución de gas por redes

La ley de Hidrocarburos, de 1967, aún regula la explotación y comercialización de hidrocarburos y recursos hidrocarburíferos, luego de muchas modificaciones. La última, de gran incidencia, es la dispuesta por la “Ley Bases”. En 1992, la Ley N° 24.145 ya había dispuesto la jurisdicción provincial y reconocido el poder concedente sobre la explotación de los recursos hidrocarburíferos en favor de las provincias.

La Ley N° 24.076, el marco regulatorio de la industria del gas por redes, reserva para la jurisdicción nacional la regulación del servicio público del transporte y la distribución de gas por cañerías. Ello así, en atención a la circunstancia histórica, que era que la empresa que prestaba esos servicios (Gas del Estado), era estatal y nacional; algo que distinguía esos servicios del servicio público de distribución de electricidad por redes (de jurisdicción provincial).

La nueva autoridad regulatoria

Las disposiciones del Art. 161 delegan en el Poder Ejecutivo dos cuestiones fundamentales:
dictar todas las normas y actos tendientes a hacer efectivo “lo dispuesto en el párrafo anterior” (reemplazar los dos organismos regulatorios por uno único), y
dictar el correspondiente texto ordenado de las leyes 24.065 y 24.076.

Antes, el Decreto N° 55/2023 había encomendado a la Secretaría de Energía realizar concursos para la designación de nuevos directorios para los organismos de regulación nacionales mencionados, cuya intervención había sido dispuesta por ese decreto. Hoy, resoluciones de esa Secretaría han avanzado en el proceso, disponiendo incluso prórrogas para completarlo (RSE N° 213/2024 para el ENRE y RSE N° 212/2024 para el ENARGAS).
Más allá de no comprenderse por qué se insiste en seleccionar nuevos directores y presidentes para organismos destinados a desaparecer (dadas las disposiciones del Artículo N° 161 de la Ley N° 27.742), corresponde atender al futuro de esos cargos, frente a la constitución del nuevo organismo que dispone crear ese artículo de la Ley.
Dice el Art. N° 161: “El nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad tendrá las atribuciones previstas en los artículos 52 y concordantes de la ley 24.076, y 56 y concordantes de la ley 24.065”.

Por lo cual, y dado que ese articulado dispone la elección por concurso de los directores y presidentes de esos organismos, los directores y presidentes del nuevo organismo, también deberán ser seleccionados por concurso. Y ello impediría que los directores a seleccionar para los organismos aún existentes, puedan asumir como directores del nuevo (más allá de que son diez directores y el nuevo organismo requeriría, siguiendo la misma hermenéutica, sólo de cinco).
Aclaremos aquí que la interpretación surge de considerar que la mención a los artículos “concordantes” incluye a los de la “Ley de Gas” N° 53 y N° 54 y de “Ley de Electricidad” N° 57 y N° 58.
Ahora bien, el dictado de los textos ordenados de ambas leyes sectoriales deberá atender no sólo la cuestión de la conducción de la autoridad regulatoria, sino también a las otras modificaciones que la Ley Bases introdujo a ambas leyes.

Adecuar la jurisdicción

Por lo ya dicho, entendemos que la jurisdicción federal sobre la distribución de gas por redes es una mera consecuencia de una circunstancia histórica y no responde a necesidades de la prestación. La jurisdicción sobre la operación y prestación de servicios que trascienden fronteras provinciales, como en el caso de los servicios eléctricos de transmisión y cuando transcurren los límites geográficos de una provincia, es natural que sea de carácter federal.

Pero al igual que en los servicios de distribución de electricidad por redes, los de gas, podrían tener jurisdicción provincial. Y a nuestro entender, ello sería un avance en un proceso de racionalización del sector estatal nacional. Y sería más ajustado a nuestra organización nacional y constitucional. Y veamos que dicen al respecto las reglas básicas de las licencias de distribución (RBL), que son los contratos entre las prestadoras y el estado concedente.

El Punto 18.2 de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes, Modificaciones a las Reglas Básicas, establece que “El Otorgante no modificará estas Reglas Básicas, en todo o en parte salvo mediante consentimiento escrito de la Licenciataria y previa recomendación de la Autoridad Regulatoria.”
Pero el 3.1 dice “Plazo: La Licencia se otorga por un plazo de TREINTA Y CINCO (35) años contados desde la Fecha de Vigencia.”

Aunque el 3.2 agrega: “Prórroga: La Licenciataria tendrá derecho a una única prórroga de diez años a partir del vencimiento del Plazo Inicial siempre que haya dado cumplimiento en lo sustancial a las obligaciones que le impone esta Licencia (incluyendo la corrección de las deficiencias notificadas por Autoridad Regulatoria) y a las que, de acuerdo con la Ley y el Decreto Reglamentario, le imponga la Autoridad Regulatoria. El pedido de prórroga deberá ser presentado con una anterioridad no menor de dieciocho meses, ni mayor de cincuenta y cuatro meses, a la fecha de vencimiento del Plazo Inicial, aplicándose al respecto el procedimiento previsto en los artículos 6 y 7 de la Ley.” Una primera interpretación sería que aquella licenciataria que tenga derecho a obtener la “Prórroga” y la solicitare, podría negarse a cualquier cambio en la licencia. Aunque eso no obsta para un cambio de jurisdicción regulatoria: cambiaría el regulador, pero no la licencia. Ni la licenciataria.
Así que entendemos que el cambio de jurisdicción es posible. Y ese cambio de jurisdicción regulatoria (pero no de licencia), podría ocurrir, en cualquier momento y no necesariamente a la culminación del plazo del Punto 3.1. o cualquiera mayor. Pero existen licencias que abarcan territorios de más de una provincia. Ello resultaría, si se cambiase la jurisdicción regulatoria, en que una misma licenciataria de distribución respondería a más de un regulador. Pero con la misma licencia.

Si esa Prórroga no ocurriese (porque la licenciataria no tiene derecho a ella o porque no la solicita, o porque hace ejercicio de la Opción a renunciar a la Prórroga -Punto 3.3 de las RBL), entonces sí podría cambiarse la licencia luego de cumplido su “Plazo Inicial” de 35 años. Y aquí cabe observar lo que establece el Punto 11.3.: “Derechos de la Licenciataria: A la extinción de la Licencia, la Licenciataria tendrá los siguientes derechos:

“11.3.1. En todos los casos (salvo los previstos en el artículo 11.2., en los puntos 10.7.6. y 11.3.3. y en el inciso (d) del punto 11.3.2.) la Licenciataria tendrá derecho al pago por el Otorgante del menor de los dos montos siguientes: (i) el valor de libros, neto de la amortización acumulada, de los Activos Esenciales incluyendo el costo histórico (también neto de amortización acumulada) de las inversiones realizadas por la Licenciataria durante la vigencia de la Licencia, que no hubieren sido objetadas oportunamente por la Autoridad Regulatoria quedando estipulado que, a los efectos de este cálculo, (a) el valor de libros de los Activos Esenciales iniciales será determinado sobre la base del Precio pagado por la Sociedad Inversora, y el costo original de las inversiones subsiguientes será llevado en Dólares ajustados por el PPI, (b) la amortización se computará sobre tales valores en Dólares usando las reglas normales sobre vida útil cualquiera fuere el costo histórico en moneda argentina o la amortización acelerada con fines impositivos y (c) la Autoridad Regulatoria deberá dictar las reglas para calcular los valores en Dólares y la depreciación mencionados en este punto (“Valor de Libros”); (ii) el producido neto de la Nueva Licitación.”

Así que un cambio en la licencia (con efecto sobre el nuevo licenciatario) puede alterar el monto que un nuevo oferente estaría dispuesto a pagar por la licencia. Pero el licenciatario saliente no podría agraviarse en tanto siempre recibiría el menor entre el valor de libros y el producto de la nueva licitación.

Con todo lo cual, y si hubiese un cambio de jurisdicción de federal a provincial en alguna o todas las licencias de distribución, esas licencias sólo podrían ser alteradas por las provincias si, además de la jurisdicción regulatoria, también fuese transferido el poder concedente, desde la Nación a las provincias y, salvo que las licenciatarias no se opusiesen al cambio en su licencia, con efecto sólo cuando hubiese ocurrido el vencimiento de las licencias actuales, eventuales prórrogas incluidas.
Y sí, para cambiar el poder concedente de las licencias de distribución de gas por redes, hay que modificar la Ley 24.076. Otra vez. Así que para que las provincias pudieran cambiar las licencias, haría falta una Ley de la Nación, que revierta el poder concedente en la distribución de gas por redes sobre las provincias. Como ocurrió con el poder concedente sobre los recursos hidrocarburíferos, a partir de la vigencia de la Ley 24.145.

Oportunidades para mejorar la función

Nuestros entes reguladores federales fueron concebidos sin seguir una línea de antecedentes en particular. No responden al modelo norteamericano y tampoco al europeo2.
El caso norteamericano tiene una clara distinción entre las funciones de los entes reguladores energéticos federales y los estatales. Los primeros no atienden un universo de consumidores, sino a clientes institucionales, prestadoras de servicios de distribución; o a grandes empresas consumidoras de transporte o transmisión de gas y electricidad. Y se ocupan sólo del comercio de servicios que trasciende las fronteras estataduales.
Los entes estaduales tampoco defienden los intereses de los consumidores.

Las “commissions” operan como juzgados administrativos especializados, donde confrontan los representantes de las empresas con los de los consumidores (“consummers advocates”). Los derechos de los consumidores en general, son defendidos por oficinas especializadas que regularmente funcionan dentro de las estructuras de las fiscalías de estado (“Attorney General”); como por ejemplo, en el estado de Michigan 3. Es allí donde se concentra el “poder de fuego” de técnicos y abogados especializados, que defienden los intereses de los consumidores domiciliarios en general de servicios públicos; sin perjuicio del accionar de los representantes de grupos específicos de consumidores (como gremios de profesionales o cámaras empresarias locales).

Volviendo a nuestro caso, que un ente federal tenga dentro de su estructura a representantes de una de las partes en la prestación regulada (por caso, los consumidores), aparece como una anomalía donde un mismo organismo es “juez y parte”. Y también parece impropio que ese organismo deba defender los intereses de usuarios, cuando debería obrar como árbitro entre usuarios y prestadores. Claro que entonces, la estructura del organismo debiera ser muy distinta y menor a la de los actuales entes federales 4.

Y una oficina de defensa de los intereses de los usuarios, quizás dependiente de una fiscalía administrativa o de la autoridad de defensa de consumidores en general, debiera albergar técnicos y abogados especializados en la tarea.

Y además, puede que sería más adecuado que esa estructura no fuese federal y que esos usuarios fueren defendidos en jurisdicciones provinciales, como consecuencia de lo que hemos sugerido más arriba. Esto es, que la jurisdicción federal se reservara para atender la relación entre prestadores de transporte y transmisión de gas y electricidad, y las distribuidoras locales u otros clientes de esos servicios.

En conclusión:

La Ley N° 27.742 no se ha ocupado de modernizar y mejorar la función regulatoria, salvo por la eliminación de los entes existentes. Pero su reglamentación podría completar parte del trabajo. La separación entre las funciones de juez administrativo y de defensa de consumidores puede resolverse en esa instancia. La función normativa debe permanecer junto a la jurisdiccional. Para lograr que el organismo en general dicte las normas convalidando o rechazando iniciativas de los regulados (prestadores y usuarios), se requerirá tiempo y capacitación de quienes se ocupen de la defensa de los consumidores de servicios públicos de suministro de energía. La ventaja es que ya existe personal preparado para ello en los actuales organismos regulatorios. En lo referente a normativa técnica, ya hay organismos capaces de elaborar propuestas, que han sido periódicamente consultados por los actuales reguladores. Lograr su independencia de criterio es una tarea que también requerirá tiempo y decisión política.
Por último, hay que considerar que para entregar a las provincias la jurisdicción regulatoria sobre la distribución de gas natural (aún sin alterar las licencias), haría falta una “ley convenio” que atienda cuestiones tan importantes como ratificar la inalterabilidad de las licencias mientras no haya una ley federal que transfiera el poder concedente, y el financiamiento de esas autoridades regulatorias provinciales (que en muchos casos, ya existen).-
1“Practical consequences of trade off choices in regulatory and privatisation policies: what do we learn from gas and electricity privatisation in the UK”, Devendra Kodwani, CUTS-CCIER, International Conference on Reviewing the Global Experience with Economic Regulation: A Forward Looking Perspective April 18-20, 2011, New Delhi, India.
2 Los reguladores europeos para el comercio y provisión de energía se ocupan del “enforcement” de normas de promoción de competencia y levantamiento de barreras, fundamentalmente. La defensa de los derechos de los usuarios es función de organismos de defensa de consumidores; https://www.acer.europa.eu/remit/cooperation/national-regulatory-authorities; https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/energy-consumers-and-prosumers/protecting-and-empowering-energy-consumers_en
3 https://www.michigan.gov/ag/initiatives/utilities.
4 Las “commissions” estaduales norteamericanas suelen tener entre tres y cinco miembros, su apoyo administrativo y un conjunto reducido de asesores, para actuar en sus funciones juridiccional y normativa. En ésta última, por lo general convalidan o rechazan propuestas de los representantes de los regulados, prestadores y usuarios.

Charles Massano es
licenciado en
economía de la UNC
y magister del Instituto
Di Tella y tiene un
posgrado en mercado de capitales de la UTN.
Tiene más de 30 años de experiencia en los
sectores públicos
y privado tanto en la
regulación de servicios
públicos como en
negocios con energía.

A través de su filial Chevron Canadá, la petrolera Chevron Corporation firmó un acuerdo definitivo para vender activos de petróleo no convencional y arenas bituminosas en Canadá por unos 6.500 millones de dólares a Canadian Natural Resources Limited.

La transacción, que se cerrará en el cuarto trimestre de 2024, contempla la transferencia de la participación no operativa del 20% de Chevron en el Proyecto de Arenas Petrolíferas de Athabasca, su participación operativa del 70% en el esquisto de Duvernay y sus participaciones relacionadas, todas ubicadas en la provincia canadiense de Alberta.

La venta supone avanzar en los planes previamente anunciados de Chevron de desinvertir activos por valor de entre 10.000 y 15.000 millones de dólares para 2028 con el fin de optimizar su cartera energética global.

El gobernador de Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, anunció el pedido de intervención judicial de la Cooperativa Eléctrica de Consumo y Vivienda Limitada de Trelew, y fue contundente al advertir que la medida “es una oportunidad para mostrar, después de muchísimo tiempo, que las cosas se pueden hacer bien, y para que, quienes hicieron las cosas mal, paguen las consecuencias, como corresponde”.

Torres solicitó, a través de la Secretaría de Trabajo provincial, la intervención de la Cooperativa Eléctrica de Trelew al Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social (INAES), y dicho organismo emitió ya la resolución correspondiente, la cual se encuentra en manos del Juzgado Federal de Rawson, a cargo del juez Hugo Sastre.

En el mismo orden, el titular del Ejecutivo provincial puso en valor la decisión de auditar todas las cooperativas de Chubut, “informar a los municipios (que tienen poder concedente del servicio) cual es la situación registrada y, si es un caso necesario, solicitar la intervención judicial”. “El problema no es el sistema cooperativista, sino la buena o mala administración”, señaló.

Y aseveró que “muchas de ellas están atravesadas por los peores vicios de la mala política, con falta de transparencia y sin que los usuarios y contribuyentes sepan cómo se ejecutan los recursos”.

Torres remarcó que “desde el día en que asumí, me comprometí con todos los chubutenses a que cada vez que tomara una decisión importante les iba a comunicar el por qué y de qué manera lo íbamos a ejecutar”.

El gobernador remarcó la necesidad de solicitar la intervención judicial de la Cooperativa Eléctrica de Trelew y recordó que “vivimos en una de las provincias más ricas de la Argentina, y durante muchísimos años, por desidia, corrupción y desmanejos de los recursos públicos, los gobiernos anteriores fundieron una provincia prácticamente imposible de fundir”.

“Además naturalizamos cosas insólitas, como tener pueblos aislados energéticamente, o pagar una tarifa tres o cuatro veces más cara que en otras regiones, por un servicio que en Chubut es un desastre”, añadió.

La Secretaría de Energía presentó el “Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos (VE) y Vehículos Híbridos Eléctricos (VHE)”, para relevar la existencia y geolocalización de estaciones de carga.

El registro tiene como objetivo “impulsar un parque automotor eficiente, en el marco de las medidas de transición energética que se están tomando desde la Secretaría”, se indicó.

La inscripción está dirigida a propietarios de puntos de carga de vehículos eléctricos (VE) y vehículos híbridos eléctricos (VHE), tanto comerciales como privados. De acuerdo con la Resolución SE 817/2023, los mismos podrán registrar su infraestructura a través de un formulario.

La información proporcionada permitirá a la Secretaría de Energía contar con una herramienta de calidad para avanzar en políticas e iniciativas de promoción para el desarrollo de la movilidad sustentable en Argentina, destacó la cartera.

Asimismo, los puntos de carga designados como públicos, por la normativa, serán geolocalizados para su visualización en el Visor SIG (Sistema de Información Geográfica de la Secretaría de Energía).

“Esto posibilitará contar con un registro interactivo de las estaciones y puntos de carga de acceso público en el territorio nacional, y otorgará mayor visibilidad a los servicios prestados. El registro es un paso fundamental para el avance de la electromovilidad y la transición energética”, se destacó.

Para consultas sobre el registro, puede comunicarse a través del correo electrónico: registrodecargadores@mecon.gov.ar

Dubai Airports anunció una asociación con Etihad Clean Energy Development Company, filial de DEWA, para poner en marcha el mayor proyecto del mundo de instalación de paneles solares en los tejados de un aeropuerto. Dubai Airports busca así reducir su huella de carbono .

Este proyecto, que estará operativo en 2026, demandará la instalación de 62.904 paneles solares en los aeropuertos Dubai International (DXB) y Dubai World Central (DWC). Este proyecto de 39 MWp por fases generará 60.346 MWh anuales.

Según la agencia estatal de noticias WAM, los paneles solares compensarán 23.000 toneladas de CO2 al año, lo que equivale a retirar 5.000 automóviles de la circulación o suministrar energía a 3.000 hogares durante un año.

La energía solar cubrirá el 6,5% de las necesidades energéticas del DXB y el 20% de las del DWC, respaldando así el compromiso de los aeropuertos de Dubai con unas operaciones más limpias, inteligentes y sostenibles

Saeed Mohammed Al Tayer, Vicepresidente del Consejo Supremo de Energía de Dubai y Director General y Consejero Delegado de DEWA, subrayó que, si bien la hoja de ruta establece el objetivo de lograr que el 25% de la combinación energética proceda de fuentes limpias para 2030 y el 100% para 2050, se están acelerando los esfuerzos. Espera que la capacidad de energía limpia alcance potencialmente el 27% en 2030.

La francesa TotalEnergies está considerando ampliar sus operaciones de comercio de petróleo a metales como el cobre para capitalizar la transición energética global, informó el Financial Times el domingo.

En tal sentido publicó que la petrolera estudia avanzar en comercializar cobre, dijo Rahim Azouni, vicepresidente senior de comercio de crudo, combustible y derivados, en una conferencia a puertas cerradas en Londres el miércoles.

La compañía seguiría a Vitol, el principal comerciante de energía del mundo, que este año se diversificó en el comercio de metales.

La transición energética, que incluye vehículos eléctricos y tecnologías de energía renovable, necesitará grandes volúmenes de metales, incluidos aluminio, cobre y níquel cobalto, lo que brindará oportunidades lucrativas a los comerciantes.

La producción total de Brasil (crudo y gas natural) fue de 4.345 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). La producción total (crudo y gas natural) fue de 4.345 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de acuerdo con los datos publicados por la ANP (Agencia Nacional de Petróleo)



En cuanto al petróleo, se extrajeron 3.340 millones de barriles diarios (bbl/d), lo que supone un incremento del 3,4% respecto al mes anterior y una reducción del 3,5% respecto al mismo mes de 2023. 

La producción de gas natural en agosto fue de 159.7 millones de metros cúbicos diarios (m3/d). Hubo un aumento del 5,6% en comparación con julio de 2024 y 8% en comparación con agosto de 2023.



Pre-sal



La producción total (petróleo y gas natural) en la presal, en agosto, fue de 3.463 millones de boe/d y correspondió al 79,7% de la producción brasileña. 

Esta cifra supone un incremento del 5,5% tanto en relación al mes anterior, al igual que en el mismo mes de 2023. Un total de 2.694 millones de bbl/d de petróleo y 122.25 millones de m3/d de gas natural se produjeron a través de 148 pozos. 



Gas natural



En agosto, el uso de gas natural fue del 97,8%. 54.33 millones de m3/d se pusieron a disposición del mercado y la quema fue de 3,61 m3/d. Hubo un incremento del 6,8% en la quema, en comparación con el mes anterior, y un descenso del 4,3% respecto a agosto de 2023.



Origen de la producción



En el mes, los campos marítimos produjeron el 97,6% del petróleo y el 83,8% del gas natural. Los campos operados por Petrobras, solos o en consorcio con otras empresas, representaron el 89,31% del total producido. La producción se originó en 6.432 pozos, 493 fueron marítimos y 5.939 terrestres.



Campos e instalaciones



En agosto, el campo Tupi, en la presal de la Cuenca Santos, fue el mayor productor, al registrar 83.600.000 bbl/d de petróleo y 43,19 millones de m3/d de gas natural. La instalación con mayor producción fue la FPSO Carioca (Mv-30), que operaba en los campos de Sepia, Sepia Este y Sépia Eco, con 160.720 bbl/d de aceite. En gas natural, la instalación con mayor producción fue la FPSO Guanabara, en el yacimiento compartido de Mero, de 10.19 millones de m3/d de gas. 



El embajador de la Unión Europea (UE) en Uruguay, Paolo Berizzi, y la ministra de Industria, Energía y Minería, Elisa Facio, firmaron una declaración de intenciones para un aporte de 2 millones de euros, no reembolsables, en el marco del programa Euroclima de la UE, con el objetivo de fortalecer la generación de capacidades que demandará la producción de hidrógeno verde, apoyar la adecuación y ampliación del marco normativo actual, e implementar un plan de difusión y diálogo ciudadano, entre otros fines. 
El acercamiento se produjo en el marco del V Foro de Inversión Europea en Uruguay: Renovables en Marcha, que reúne a autoridades, empresarios nacionales y europeos para abordar proyectos de energías renovables. A la apertura asistieron el ministro interino de Relaciones Exteriores, Nicolás Albertoni; el director nacional de Energía, Christian Nieves; el embajador de la Unión Europea (UE) en Uruguay, Paolo Berizzi; y la comisaria europea de Energía, Kadri Simson, entre otras autoridades nacionales e internacionales. 
Elisa Facio señaló que el hidrógeno verde prevé inversiones en el país por 18.000 millones de dólares y se espera la creación de más de 30.000 puestos de trabajo hasta 2040. 
La ministra aseguró que hay cuatro proyectos de hidrógeno verde en desarrollo: dos en modalidad de plan piloto y dos de exportación, en fase de estudio de viabilidad, antes de que se anuncien de manera formal las inversiones. Los dos primeros deberían comenzar a producir a fines de 2025, mientras que la primera etapa de los otros dos comenzaría en 2029.  
También sostuvo que se trabaja en un plan nacional de infraestructura y logística para producir hidrógeno verde, y se ha avanzado en diferentes acciones junto con los ministerios de Ambiente (MA) y Transporte y Obras Públicas (MTOP), la Administración Nacional de Puertos (ANP) y la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (Ursea). 
La ministra destacó el impulso de la cartera que dirige al proceso de descarbonización y repasó el inicio de la cooperación con la UE en 1992, con base en la sostenibilidad. Recordó la firma, en 2023, de un memorando de entendimiento con énfasis en hidrógeno verde, derivados y eficiencia energética, y afirmó que Uruguay es uno de los pocos países que han firmado acuerdos de ese tipo.  
Facio señaló que la primera transición energética permitió reducir la dependencia de combustibles fósiles y que, a través del apoyo estatal y la coordinación con empresas privadas, en el último año móvil se logró que un 99% de la matriz energética estuviera compuesta por elementos renovables. 
Además, manifestó que Uruguay se consolida como un referente internacional en este tema y se posiciona a la vanguardia de la renovación de la matriz energética global. Hechos como la visita de Simson demuestran el interés de la UE en progresar en acuerdos de cooperación.  
Por su parte, Simson explicó, en diálogo con Comunicación Presidencial, que Uruguay dispone de un gran potencial para producir hidrógeno verde, gracias a sus abundantes recursos naturales y rutas de transporte, entre otros aspectos, que le permitirán convertirse en un centro de exportación de combustibles limpios, así como un socio clave de la UE. 

El proyecto offshore Sirius, anteriormente conocido como Uchuva 2, reveló la mayor reserva de gas natural en Colombia en los últimos 30 años. Con una capacidad de 6 terapies cúbicos, esta reserva tiene el potencial de suministrar gas al país por dos décadas.

Ecopetrol y Petrobras confirmaron el hallazgo, destacando que su tamaño es comparable con el del Campo Chuchupa en La Guajira, que abasteció a Colombia durante 45 años

Los pozos Uchuva-1 y Uchuva-2, rebautizados Sirius-1 y Sirius-2, en la Cuenca Costa Afuera de la Guajira en Colombia tienen un potencial de alrededor de 6 trillones de pies cúbicos (Tcf) de gas natural en sitio.

El «enorme descubrimiento» «tiene el potencial de duplicar las reservas de Colombia», dijo el gerente general de exploración de Petrobras, Rogerio Soares, en una cumbre de petróleo y gas en Colombia, según recoge AFP.

Si bien este descubrimiento es significativo, no soluciona de inmediato los problemas de suministro de gas que enfrenta Colombia. El país necesita una cantidad considerable de gas para el periodo entre 2025 y 2029. El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, aclaró que, aunque actualmente no existe una escasez de gas, es necesario evaluar las reservas y determinar los costos de importación desde otros países, ya que podrían presentarse déficits.

La brasileña Petrobras, a través de su unidad colombiana Petrobras Internacional Braspetro B.V., es la operadora de los pozos con una participación de 44,44%, en consorcio con la empresa nacional colombiana de petróleo y gas Ecopetrol, que tiene una participación de 55,56%.

El consorcio continuará las operaciones para desarrollar el área, de acuerdo con la planificación y las disposiciones contractuales con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), dijo Petrobras en un comunicado.
Sin embargo, serán necesarios nuevos estudios y pruebas para determinar la viabilidad comercial de las reservas, dijo el gigante petrolero estatal brasileño.
En Colombia, Ecopetrol anunció en julio que no es probable que el gas natural de sus proyectos en el Caribe comience a fluir antes de 2029, dos años más tarde de lo previsto inicialmente.

Este retraso es motivo de gran preocupación para el país, que prevé un importante déficit de gas natural a partir del año que viene. La actual brecha entre la oferta y la demanda ronda el 12% y se prevé que aumente hasta el 30% en 2026, lo que agravará la crisis energética.

El anuncio de Petrobras sobre el enorme potencial de los últimos descubrimientos se produce días después de que Colombia anunciara planes para impulsar su transición fuera del petróleo y el gas con un plan de inversiones por valor de 40.000 millones de dólares que debería sustituir a los ingresos procedentes de las exportaciones de hidrocarburos.

El hallazgo de la reserva de gas en el proyecto Sirius es un avance significativo en términos de exploración energética para Colombia. Sin embargo, los desafíos para garantizar un suministro adecuado en los próximos años son grandes. Mientras se trabaja en el desarrollo de estas nuevas reservas, el país enfrenta un riesgo considerable de desabastecimiento si no se toman las medidas necesarias a tiempo.

Ya en 2022, cuando llegó al poder, el presidente de Colombia, Gustavo Petro, se comprometió a alejar la economía colombiana del petróleo, el carbón y el gas, en favor de alternativas energéticas con menos emisiones de carbono. Colombia también dejó de conceder nuevos permisos de perforación hace dos años.

Sin embargo, la oposición y un sector de la industria creen que esta decisión puede poner en peligro la autosuficiencia energética del país.
Colombia atraviesa una temporada inusualmente calurosa, lo que ha aumentado el riesgo de desabastecimiento energético y apagones, advierten los expertos.

Según datos de Naturgas, la unión nacional de empresas gasistas, en 2025 el país tendrá un déficit de este hidrocarburo equivalente al 7,5% de la demanda total, y en 2026 ascenderá al 16%.

En medio de la crisis hídrica provocada por el fenómeno climático de El Niño, Colombia aumentó sus importaciones de gas en un 2.500% entre 2022 y 2023. El gas natural representa entre el 25% y el 30% de la demanda energética nacional, según cifras del sector.

En 2023, las reservas probadas de gas del país ascendían a 2.373 gigapés cúbicos (Gpc), según cifras oficiales.

En el marco de su visita a México, el gobernador Axel Kicillof suscribió el miércoles 2/10 un convenio de cooperación entre la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) de la provincia de Buenos Aires y Litio para México (LitioMx), con el objeto de impulsar el trabajo articulado entre investigadores bonaerenses y mexicanos en materia de desarrollo del litio y su cadena de valor. 

El acuerdo fue suscripto junto al gerente regional de México y Centroamérica y Representante de México en la CAF – Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe, René Orellana Halkyer; el director general de LitioMx, Pablo Taddei Arriola, y la titular de su área de Minería, Diana Ruiz.

Se trata del primer convenio con financiamiento externo para la CIC, que lleva adelante investigaciones orientadas al agregado de valor en el litio junto al Conicet y la Universidad Nacional de La Plata, en especial en las áreas de energías renovables, movilidad eléctrica y baterías ion litio. En ese sentido, la provincia también avanza con la construcción de un Centro de Investigación en Energías Renovables, en el Campus Tecnológico de la institución.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) explicó que fue “una falla ocurrida en la Central Costanera, a las 07,12 horas” (jueves 3/10), lo que derivó en la salida de servicio de 16 subestaciones eléctricas en el área de concesión de Edesur, afectando a un total de 530 mil usuarios. La situación del suministro se normalizó a las 8.30.

El Organismo regulador del servicio describió en un comunicado que “a las 07.12 hs se produjo una falla en la Central Costanera en el momento en que una de las máquinas se encontraba en proceso de sincronización para ingresar en servicio”.

“Esta falla produjo la actuación de las protecciones de generación de la misma, y en consecuencia la salida de servicio de 16 subestaciones eléctricas en el área de concesión de EDESUR S.A, afectando a un total de 530.000 usuarios”, se detalló. La falla afectó por varios minutos a líneas de subterráneos y al funcionamiento de semáforos.

Se indicó además que el evento afectó el suministro eléctrico de las oficinas del ENRE, y comprometió el funcionamiento de los servidores. Esto impidió la actualización de la información de la cantidad de usuarios sin servicio en el AMBA.

A las 08.30 hs, la distribuidora EDESUR S.A confirmó que se restableció el servicio a todos los usuarios afectados.

Casi en simultáneo, desde la Secretaría de Energía, se indicó por X que “Se restableció el servicio al 100 por ciento de los usuarios afectados por un problema operativo que ocasionó cortes en el sur de CABA y el Conurbano. “Se vieron afectadas varias subestaciones que alimentan el suministro de la zona de concesión de Edesur”.

La empresa Pampa Energía anunció la emisión de un bono en dólares a 4 años de plazo, y a una tasa de 5,75 por ciento.

“Con el objetivo de avanzar en el desarrollo de shale oil en su yacimiento Rincón de Aranda y mantener su producción de gas, la compañía emitió la ON Clase 22 en el mercado local, a cuatro años, por U$S 83.977.835”, se comunicó.

Los inversores recibirán una tasa fija de 5,75 % con vencimiento en 48 meses. Además, la colocación estuvo sobresuscripta y se recibieron órdenes por más de 93 millones de dólares en total.

A partir de la adquisición del yacimiento Rincón de Aranda, en Vaca Muerta, Pampa invertirá 1.200 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo y alcanzar aproximadamente 50 mil barrilles diarios en 2027, describió la compañía.

Por otro lado, Pampa continúa liderando el segmento de producción de gas, gracias a sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata. Es actualmente la tercera productora de la Cuenca Neuquina, con un promedio de 14.5 millones de m3/día.

Desde el domingo 6 de octubre Telefe presenta “Historias de Estación”, ¡la nueva serie de Spot!, la tienda de AXION energy, protagonizada por Lele Cristóbal!.

A lo largo de 8 episodios, Lele Cristóbal, creador de las Paradas Sangucheras y dueño de Café San Juan, recorrerá diversas rutas del país, explorando tanto zonas urbanas como rurales, en búsqueda de historias y los mejores sabores que se pueden encontrar en las estaciones de servicio de cada localidad.

“Historias de Estación” nace de una idea creativa que busca relatar otra faceta de las estaciones de servicio de AXION energy y sus tiendas. Este enfoque no solo resalta la oferta culinaria, sino también la identidad de cada región, posicionando a la marca como pionera en la creación de contenido en la industria energética.

“Esta serie es algo que siempre soñé, y hoy se hace realidad. Es el resumen perfecto de Parada Sanguchera”, destacó Lele Cristóbal. “Recorriendo las rutas argentinas conocí a muchos productores, y junto a ellos, creamos diversas propuestas que muy pronto estarán al alcance de todos en las Paradas. Las estaciones de servicio son un lugar de encuentro, allí descubrimos historias y conocemos gente que hace mucho por sus comunidades”, agregó.

“Nuestro objetivo es seguir creando experiencias únicas y personalizadas para nuestros consumidores” sostuvo Cecilia Panetta, Directora de Marketing de AXION energy; y agregó: “Una forma de lograrlo es a través de la industria del entretenimiento”.

“Además de estar lanzando nuestra primera serie junto a Lele Cristobal, una persona que empatiza con su público de una forma única y representa el federalismo que nosotros como marca queremos proyectar, también estamos insertos en la industria de diferentes maneras a través de ON, nuestra plataforma de descuentos y beneficios”. “Queremos resonar en la mente de nuestros consumidores de una forma diferente. Con esta serie, reforzamos nuestro compromiso de seguir generando contenido disruptivo adaptado a los gustos de todos ellos” concluyó.

“El foco de nuestra estrategia es impulsar a nuestros clientes a expandir el alcance de sus marcas a través de nuevas experiencias creativas. En AXION energy encontramos un verdadero aliado que se anima a ir por propuestas innovadoras”.

Historias de Estación, es un contenido de alta calidad, fruto del trabajo en equipo junto a GUT, Kocawa, y los equipos de AXION energy y Telefe, que nos llena de orgullo y que estamos seguro que inspirará a nuevos y futuros branded content”, afirmó Johana Romero, Directora de Partner Solutions de Telefe.

Historias de Estación es un viaje gastronómico y cultural por las estaciones de servicio de todo el país, una apuesta por el entretenimiento como vehículo para generar conexiones más profundas con el público. Es un formato innovador que promete mantenerse en el tiempo y es solo el inicio de más propuestas creativas que buscarán involucrar aún más a los consumidores. No solo llegamos a las comunidades aledañas de las localidades donde se grabaron los capítulos, sino también se da visibilidad a los proveedores regionales que realizaron los productos.

El jefe de Gabinete de Milei admitió que se realizarán cortes programados de luz ante episodios de alta demanda por olas de calor y culpó de eso a la “falta de inversión” de la gestión anterior, algo que disparó inmediatas reacciones de rechazo de la oposición.

En paralelo, se filtró un documento del Gobierno en donde se plantean posibles escenarios de apagones masivos ante “picos de demanda sin precedentes”.

“Se supone que si viene un verano de mucha temperatura puede haber una demanda muy alta de electricidad y con lo cual va a faltar generación y lamentablemente no ha habido inversiones en estos últimos tiempos, va a tener que programarse algún corte”, dijo Francos en declaraciones a radio Milre.

Así, el jefe de Gabinete confirma lo previsto por el vice de Energía, Daniel González que adelantó semanas atrás que “va a ser un verano complicado” en materia de cortes.

La cuestión disparó la discusión cuando el gobierno de Javier Milei decidió cancelar una licitación de energía que había sido lanzada por la administración anterior para aumentar la capacidad de generación eléctrica en el país. Esta licitación, conocida como TerConf (Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica), buscaba generar más de 3.300 megavatios (MW) de nueva potencia, crucial para cubrir la creciente demanda de electricidad, especialmente durante los picos de consumo en el verano. Las inversiones necesarias para este proyecto rondaban los 4.000 millones de dólares.

La licitación había sido adjudicada a finales de 2023, pero no se habían firmado los contratos definitivos. El gobierno de Milei decidió anularla, argumentando que estaba basada en contratos a largo plazo que no eran compatibles con la nueva política de desregulación del mercado eléctrico. La intención de la nueva administración es que las generadoras eléctricas firmen contratos directamente con las distribuidoras sin la intervención del Estado.

El año pasado la canciller Mondino había profetizado que “no habría pa´todos”, el verano pasó sin sobresaltos con excepción de los clásicos cortes en el área de EDESUR por falta de inversiones en el área de distribución. Según el secretario coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía, Daniel González, prevé que “Va a ser un verano complicado. Trabajamos en un plan de mitigación de urgencia y de largo plazo”.

El abastecimiento de energía para el verano enfrenta varios desafíos. Brasil anticipó una menor disponibilidad de energía por los bajos niveles hídricos y Atucha se encuentra en parada técnica, lo que reduce en 2.000 MWh la capacidad del sistema doméstico, que durante los picos de demanda en verano alcanza los 30.000 MWh.

No obstante, en comparación con el verano anterior, hay factores que podrían compensar esta situación. La recesión redujo la demanda, afectando especialmente el consumo industrial. Además, por las fuertes señales de precio se proyecta una disminución en el uso de aires acondicionados. A esto se suman los buenos niveles de agua en las represas, lo que contrasta con la sequía de 2023 y asegura una mayor potencia disponible.
La capacidad instalada en Argentina es de 43.788 MW (a julio de 2024), pero según la Secretaría de Energía, “la potencia disponible ha estado por debajo de la instalada durante varios años”

Reacción

Exfuncionarios del gobierno anterior, como Flavia Royón, advirtieron que esta decisión podría agravar los cortes de luz programados, ya que se perdieron oportunidades de aumentar la capacidad de generación, lo que afectará la estabilidad del suministro eléctrico en los próximos veranos.

Los dichos de Francos generaron reacciones automáticas de dirigentes del massismo que estuvieron en el área de Energía durante el gobierno anterior.
“Los cortes de luz es toda responsabilidad de ustedes. Es muy trillado decir la ‘gestión anterior’, cuando desde que asumieron han convertido la política energética en una disputa a cielo a abierto de su gobierno,no sabemos con qué intenciones”, dijo el ex interventor del Enre, Walter Martello.

Al recordar que la generación “en muchos casos está en manos de socios de familiares de este gobierno y empresarios a los que hemos de denunciado”, Martello dijo que “además liberaron y dolarizaron los precios de la generación”.

Y agregó: “Le aprobaron a las empresas menores porcentajes de inversión, cayó brutalmente el consumo industrial y ni hablar del enorme tarifazo que obligó a las familias consumir menos energía no por una cuestión de eficiencia sino no poder enfrentar pagos de dichas tarifas”.

Por su parte, la ex subsecretaria de Planeamiento Energético, Cecilia Garibotti, acusó: “En febrero suspendieron proyectos de generación de energía. En julio los cancelaron. Y en septiembre se quejan de falta de generación por el gobierno anterior. Ni House of cards se atrevió a tanto”.

En ese contexto, la Secretaría de Energía realizó un documento referido al “Programa de Emergencia Verano 2024-2025 con el fin de evitar “eventos muy críticos que pueden producirse durante los días de las olas de calor prolongadas y generan picos de demanda sin precedentes”.

El borrador que dio a conocer Infobae dice ese panorama “puede resultar desestabilizante para el área llevándola al black out (apagón masivo). Esto requiere que el sistema eléctrico esté preparado para manejar una alta demanda continua sin comprometer la estabilidad de la red”.

Ante eso, “para prevenir grandes cortes de demanda por colapsos de tensión”, el documento considera “necesario la instalación de automatismos que predispongan cortes preventivos en tiempo real acotados de demanda para evitar el colapso de la oferta y consecuentemente la pérdida del área”.

Pluspetrol, compañía líder en exploración y producción de hidrocarburos, ha sellado un acuerdo con la provincia de Neuquén para ceder parte de su línea de media tensión, lo cual permitirá proveer electricidad a un nuevo sector urbano de la meseta de la ciudad, recientemente incorporado al tejido municipal a través de la Ley Nº 3332. El convenio fue firmado por el Gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, el Country Manager de Pluspetrol en Argentina, Julián Escuder, y el presidente del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), Mario Moya.

“Este acuerdo es un paso clave, tanto para la comunidad como para nuestras operaciones en Neuquén; refleja nuestro compromiso con la infraestructura energética que es un pilar fundamental para el desarrollo urbano planificado”, destacó Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol en Argentina.
Como parte del entendimiento, la compañía cederá al EPEN una parte del trazado de su línea de media tensión de 33 KV, permitiendo la construcción de una nueva de alta tensión de 132 KV desde la estación transformadora Centenario. Esta infraestructura no solo garantizará el suministro eléctrico al nuevo sector urbano, sino que también fortalecerá la red energética para Pluspetrol y otros actores importantes de la región.

El proyecto permitirá a la provincia avanzar en su Plan Maestro de Urbanización, asegurando que los nuevos desarrollos cuenten con un servicio eléctrico seguro y eficiente. Además, la línea de alta tensión será fundamental para la transmisión de la energía generada por el futuro Parque Solar, que en su fase inicial proveerá 50 MW con potencial de expansión, contribuyendo así al uso de energías renovables y a la protección del medioambiente.
Este acuerdo refleja el compromiso de Pluspetrol con el desarrollo de la infraestructura en la provincia del Neuquén. La estación transformadora y la nueva línea de 132 KV no solo abastecerán a los nuevos desarrollos, sino que también conectarán al Parque Solar con el Sistema Interconectado Nacional, mejorando la estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico en toda la región

Acerca de Pluspetrol

Pluspetrol es una compañía de energía privada, internacional e independiente con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Neuquén Argentina, hace más de 45 años. Pluspetrol tiene presencia en Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo-, en Perú –donde es el primer productor de gas y de petróleo–, en Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay

La Secretaría de Energía activó, a través de la Resolución 294/2024 publicada en el Boletín Oficial (el 2 de octubre), un “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026” (el Plan de Contingencia), con la finalidad de evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento de energía para los días críticos del período 2024/2026″. El plan comprende las acciones propias que implementará la Secretaría en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica.

Con relación al sector de la Oferta de energía, la Secretaría estableció las siguientes medidas:

a) Realizar todas las acciones que permitan obtener la importación de energía y potencia de los países limítrofes en horas de elevada exigencia de días críticos que oportunamente definirá la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO (CAMMESA), y crucialmente en horas pico.

b) Incorporar un esquema de remuneración adicional, complementaria y excepcional en base a potencia disponible (remuneración fija) y generación (remuneración variable) que promueva la disponibilidad de las centrales de generación térmica en meses y horas críticas, con vigencia desde diciembre de 2024 a marzo de 2026, la que podrá ser prorrogada por la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA por DOCE (12) meses adicionales. Esto, sujeto a la presentación de un programa en el que se detallen las tareas de mantenimiento a realizar en cada unidad generadora, el que podrá ser presentado hasta TREINTA (30) días antes del vencimiento del periodo de verano en el mes de marzo del año 2026.

El referido esquema de remuneración adicional se instrumentará conforme al Anexo I de la Resolución, por el que se habilitará a los Agentes Generadores titulares de Centrales de Generación Térmica sin contrato de abastecimiento MEM y que no hayan adherido al acuerdo dispuesto en la Resolución 59/2023 de la S:E: del MINISTERIO DE ECONOMÍA, y que se encuentren en los nodos identificados como críticos, a adherir a un Compromiso de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Confiabilidad para los meses de verano e invierno (Subanexo B que forma parte del Anexo I).

El Agente Generador interesado en participar del mencionado Compromiso de Disponibilidad deberá manifestar su voluntad dentro de los TREINTA (30) días corridos de la entrada en vigencia de la Resolución 294/2024, mediante la presentación de la Carta de Adhesión ante la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

C) CAMMESA deberá implementar un procedimiento de despacho de carácter excepcional que permita realizar un uso estratégico de las unidades de generación de energía eléctrica tendiente a reducir los riesgos de restricciones de abastecimiento en los períodos de mayor consumo.

Tal procedimiento podrá incluir la posibilidad de reservar el despacho de las horas de operación remanentes de aquellas unidades que se encuentren próximas a finalizar su vida útil para permitir su aprovechamiento durante los momentos de máxima exigencia del SADI.

Por otra parte; y con respecto al sector de Transporte de energía eléctrica se han dispuesto las siguientes medidas:

a) Propiciar mecanismos regulatorios incorporando modificaciones al Anexo 16 y a lo dispuesto en el Anexo 19 de los “Procedimientos para la programación de la operación, el despacho de cargas y el cálculo de precios” (LOS PROCEDIMIENTOS) para fomentar las inversiones en ampliaciones de los sistemas de transporte de energía eléctrica, con la finalidad de propender a garantizar el abastecimiento y otorgar seguridad al sistema.

b) Instruir a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA a implementar un esquema integral de disponibilidad preventiva con el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) y los Concesionarios de Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal y Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte (PAFTT), principalmente en aquellos nodos identificados como críticos con sobrecarga, a fin de contar con la conexión de los transformadores de reserva cuando se requiera su uso.

c) El ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) deberá informar a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, dentro del plazo de QUINCE (15) días desde la publicación de la presente medida, aquellas obras en ejecución dentro de la red de Alta Tensión y transporte por Distribución Troncal que se encuentren con un avance significativo, con el objetivo de crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible.

En tanto, para el sector de Distribución, Energía estableció que:

a) La SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA solicitará al ENRE que instruya a las empresas distribuidoras de jurisdicción federal para que, dentro de un plazo máximo de QUINCE (15) días desde la publicación de la presente medida, presenten un Programa de Atención de Contingencias (El Programa) ante situaciones de indisponibilidades en sus áreas de concesión.

Este programa, junto a un informe de evaluación por parte del ENRE, serán remitidos a esta Secretaría. El contenido del programa deberá detallar como mínimo:

(a) las acciones de mantenimiento preventivo para evitar fallos mayores y asegurar que la i infraestructura existente funcione a su máxima capacidad; (b) el alistamiento de medios físicos incluyendo las disponibilidades de las Unidades de Generación Móvil (UGEM), propias o contratadas, y humanos para afrontar las contingencias; (c) un centro de atención telefónica, de funcionamiento continuo, con personal apto y suficiente para atender las consultas y/o reclamos de los usuarios; (d) un esquema de atención proactiva hacia los usuarios por parte de los prestadores del servicio público de distribución, con información suficiente respecto de las condiciones del servicio y en caso de corresponder su restitución.

El informe deberá contener el régimen de sanciones ex-post por incumplimiento de las acciones previstas en los términos de los Contratos de Concesión vigentes.

b) CAMMESA deberá solicitar a los Agentes Distribuidores bajo jurisdicción federal su voluntad de declarar a CAMMESA las Unidades Generadoras Móviles (UGEM) de terceros que tengan instaladas en su red para ser utilizadas en el periodo de verano, conforme las disposiciones de los respectivos Contratos de Concesión. Las unidades declaradas serán incorporadas por CAMMESA como oferta de energía en la programación del despacho, tanto estacional como mensual y semanal.

c) Esta Secretaría invita a los Entes reguladores de las jurisdicciones provinciales a establecer un procedimiento de gestión de la demanda para los agentes distribuidores y/o prestadores del servicio público de distribución del MEM que permita adecuar las condiciones de abastecimiento en días y horas de alta exigencia en el sistema.

Por otra parte, la R-294 establece “las acciones para una adecuada gestión de demanda en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional” y que permitan mantener el nivel de confiabilidad requerido en el MEM. Para ello, se implementará “un mecanismo de gestión de demanda de los Grandes Usuarios Mayores (GUMAS), voluntario, programado y remunerado que permita contar con oferta de reducción de carga a precio”.

Este mecanismo de oferta de reducción de cargas, programado y remunerado para la gestión de la demanda, dirigido a los GUMAS del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) cuyos Requerimientos Máximos declarados sean mayores a DIEZ MEGAVATIOS (10 MW), será instrumentado conforme se detalla en el Anexo II de la R-294.

El artículo 6 de la Resolución de la Secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo crea “el Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia (“El Comité de Seguimiento”), el que realizará un monitoreo continuo y con evaluaciones periódicas.

El Comité de Seguimiento del Plan de Contingencia estará conformado por un integrante de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, el ENRE, CAMMESA, los agentes Generadores, Transportistas, Grandes Usuarios y Distribuidores bajo jurisdicción federal.

“El Comité de Seguimiento” podrá invitar a participar de sus reuniones a aquellos organismos que considere relevantes a los efectos de cumplir su función, en particular al SERVICIO METEREOLOGICO NACIONAL, organismo descentralizado actuante en la órbita del MINISTERIO DE DEFENSA.

La SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA deberá proponer a esta Secretaría aquellas acciones modificatorias y/o complementarias al Plan de Contingencia que se estimen convenientes para asegurar la regularidad, efectividad y continuidad en la prestación del servicio público de electricidad, en función de las tareas desarrolladas por el “Comité de Seguimiento”.

A través del artículo 7 de la resolución referida se Instrúyese a la SUBSECRETARÍA DE TRANSICIÓN Y PLANEAMIENTO ENERGÉTICO a relevar el estado de situación y cumplimiento de las acciones de promoción de la eficiencia energética a corto, mediano y largo plazo, dispuestas por el Decreto 140/2007, por el que se aprobaron los lineamientos del PROGRAMA NACIONAL DE USO RACIONAL Y EFICIENTE DE LA ENERGÍA (PRONUREE) y el PROGRAMA DE USO RACIONAL Y EFICIENTE DE LA ENERGIA (PROUREE) en edificios públicos de la Administración Pública Nacional.

Asimismo, la referida Subsecretaría deberá proponer y ayudar a implementar, en el ámbito de su competencia, medidas de eficiencia energética en instalaciones de la Administración Pública Nacional, y medidas que permitan bajar consumos y/o reducir emisiones de GEI de la flota pública, en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

La empresa, que presta servicios a diversos clientes en la industria, será
sponsor del XIII Seminario Internacional del Litio en Sudamérica, el evento
de negocios más destacado del sector con sede en Argentina.

Organizado desde 2011 por el medio especializado Panorama Minero, el
“Seminario Internacional: Litio en Sudamérica” es el evento de referencia
para analizar las tendencias y los desafíos del sector del litio en la región y en el mundo. El seminario se llevará a cabo los días 9 y 10 de octubre en el Centro de Innovación Educativa Conectar Lab, en la provincia de Jujuy.

“Con mucha satisfacción anunciamos que participaremos nuevamente como sponsor de este importante evento, donde tendremos la oportunidad de compartir con los principales actores del sector los desafíos actuales y futuros que enfrenta la industria. El Litio juega un papel crucial en la transición energética global, y encontrarnos en el evento será una excelente ocasión para compartir nuestra experiencia y capacidades, las cuales ponemos al servicio de nuestros clientes en el principal segmento de actuación para Milicic que es la minería en Argentina”, afirma Gustavo Mas, gerente comercial de Milicic.

El evento abordará la actualidad del Litio, ofreciendo un análisis detallado de los proyectos productivos, las tendencias de precios y del mercado, el escenario político-económico global, el valor agregado y el desarrollo tecnológico. También se tratarán temas relacionados con la electrificación, la sostenibilidad y la vinculación con las comunidades.

Milicic en proyectos mineros de litio

En Salta, junto al socio local AGV Servicios Mineros SRL, Milicic trabaja en la
construcción de piletas de preconcentración, post-evaporación y de desechos en el Salar del Hombre Muerto, para el proyecto Sal de Oro de Posco SAU. En el Salar del Rincón, las actividades incluyen la construcción del Spent Brine Deposition Facility (SBDF), movimientos de suelos y nuevas piletas de barro para la Planta de Extracción de Carbonato de Litio a 3.800 metros sobre el nivel del mar, para la empresa Rio Tinto.
En Catamarca, Milicic concluyó este año la expansión del proyecto Fénix en el Salar del Hombre Muerto, en colaboración con la empresa local Vialnort SRL, para Arcadium Lithium, y ejecuta actualmente trabajos menores en el sitio.
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

Luego de que el Gobierno Nacional fijó nuevos precios para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) definió las tarifas que regirán a partir del 1 octubre.

La Secretaría de Energía comunicó que “con el objetivo de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético, el ENARGAS publicó los nuevos cuadros tarifarios para los tres niveles de segmentación”. (Resoluciones 601 a 612 publicada en el Boletín Oficial).

En este sentido, y teniendo en cuenta que el Plan Gas.Ar. establece un precio para el invierno (mayo-septiembre) y uno más bajo para el verano (octubre-abril) -ya que el consumo de gas es significativamente menor-, se produce una reducción en el valor de la producción de gas (PIST) del 10,37 %.

Por su parte, la tarifa de transporte y distribución sube un 2,7 %. Sin embargo, con la reducción esperada del consumo, más la baja del PIST, las facturas residenciales podrían ser en promedio 22 % menores que el mes anterior, se indicó.

TARIFARIOS PARA EDENOR Y EDESUR

Asimismo, el Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE) publicó los nuevos cuadros tarifarios a partir de la actualización del Precio Estacional de Energía Eléctrica (PEST) y del valor agregado del transporte y distribución (Resoluciones 689 a 698). Los nuevos precios también rigen desde el 1 de octubre de 2024.

De acuerdo a los nuevos cuadros tarifarios aplicando la actualización del PEST y los valores de transporte y distribución, las facturas residenciales promedio tendrán un incremento del 2,7 por ciento.

Sobre la base del PEST las autoridades competentes locales definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de distribución, según corresponda.

Luego del anuncio de YPF referido a que aplicaría desde el 1 de octubre una baja del 1 por ciento en los precios de sus naftas y del 2 por ciento en los gasoils, los nuevos precios de referencia en estaciones de servicio de esa marca ubicadas en el ámbito de la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Super 1.048 pesos el litro; Infinia Nafta $ 1.296; Diesel 500 (común) $ 1.062, y el Diesel Infinia $ 1.307.

YPF indicó que ha alcanzado precios de equilibrio y explicó la leve baja en razón de la variación del precio internacional del crudo Brent. También aclaró que si la cotización internacional del crudo subía, el precio local también subiría. Algo que acaba de ocurrir como consecuencia de la situación de guerra en expansión en Medio Oriente.

En tanto, otras marcas que comercializan combustibles en el país analizan para resolver que criterio de precios aplican, toda vez que YPF es la de mayor participación el mercado local.

Tal el caso de Shell (Raízen) que también bajó sus precios, aunque en un nivel inferior al de YPF. A modo de referencia, en estaciones de servicio ubicadas en CABA, la Nafta Súper cuesta $ 1.104 por litro; la VPower Nafta $ 1.342; el Diesel Evolux $ 1.162 y el VPower Diesel $ 1.354. Pero pueden haber precios diferentes según la zona de ubicación de la Estación de Servicio.

Los precios mundiales del petróleo suben un 3% en menos de unos minutos tras los ataques masivos de Irán a Israel este martes. El barril de petróleo Brent se llegó a vender con un aumento de 3 dólares y 36 centavos a 75,11 dólares, y el barril de petróleo crudo estadounidense WTI se negoció con un aumento de 3 dólares y 38 centavos a 71,55 dólares.

ANCAP reactivó el negocio internacional de exportación de lubricantes, luego de varios años de inactividad.

En las últimas semanas se avanzó en la comercialización de productos en el mercado paraguayo, marcando el regreso de ANCAP al escenario internacional.

Con la colaboración permanente de diversas áreas, que incluye a la Gerencia Logística – Operación Ventas, la Gerencia de Lubricantes y la Gerencia de Ventas Mercado Interno, junto a sus áreas Ventas Especialidades, Asistencia Comercial, y Marketing Gestión Canales, se reanudó el proceso comercial de gran importancia para la empresa.

El primer embarque hacia Paraguay, que supera los 40 mil litros de lubricantes, representa un hito en la reactivación del negocio, así como también el inicio de una relación comercial que se espera sea exitosa y duradera.

La producción en Uruguay de los lubricantes ANCAP comenzó en el año 1945, iniciándose en 1999 una corriente exploradora hacia Paraguay y Argentina.

La petrolera colombiana Ecopetrol estima inversiones hasta 2026 de unos1.000 millones de dólares que se destinarán a proyectos de producción y recuperación de reservas de petróleo y gas.

También realizará estudios y desarrollos para aumentar la actividad exploratoria de offshore, en el mar Caribe, con la meta de incorporar reservas prospectivas por cerca de 6 terapies cúbicos (6 TPC).

Estas inversiones se basan en el avance de estudios y análisis que permitirán a Ecopetrol reponer sus reservas, asegurando así la disponibilidad de energéticos necesarios para satisfacer la demanda nacional a mediano y largo plazo.

La demanda de energía eléctrica de agosto subió 3,5 % interanual al alcanzar los 12.171,4 GWh a nivel nacional. Se trata del segundo ascenso consecutivo este año, que registra en ocho meses una suba acumulada de 0,1 %. En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una suba de 4,5 % y, en todo el país, los consumos residenciales e industriales ascendieron, mientras que los comerciales descendieron, describió el informe mensual elaborado por Fundelec.

LOS DATOS DE AGOSTO

En agosto de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 12.171,4 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.756,02 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 3,5 por ciento.

En agosto, se registró una baja intermensual del -8 % respecto de julio de 2024, cuando alcanzó los 13.226,3 GWh, el tercer consumo más importante según los registros históricos.

Además, se demandó una potencia máxima de 23.806 MW, el 22 de agosto de 2024 a las 20:50, lejos del récord histórico de 29.653MW, registrado en febrero de 2024.
En cuanto a la demanda residencial de agosto, alcanzó el 49 % del total país, con una suba de 8,1 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial descendió -0,9 %, siendo un 26 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó un 25 %, con una leve suba en el mes del orden del 0,01 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido agosto de 2024): 6 meses de baja (noviembre de 2023, -2,5%; diciembre de 2023, -9,7%; enero de 2024, -3,7%; marzo, -14,6%; abril, -0,4%; y junio de 2024, -7%) y 6 meses de suba (septiembre de 2023, 6,3 %; octubre de 2023, 2,3 %; febrero de 2024, 7,9 %; mayo, 12,9 %; julio, 6 %; y agosto de 2024, 3,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja del -0,4 por ciento.

Además, los registros muestran que el consumo de septiembre de 2023 llegó a los 10.962,2 GWh; octubre, 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; diciembre de 2023, 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero, 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; abril, 10.000,2 GWh; mayo, 12.209,5 GWh; junio, 11.223,6 GWh; julio, 13.226,3 GWh; y agosto de 2024 fue 12.171,4 GWh.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en agosto, 19 fueron las provincias y/o empresas quemarcaron ascensos: Chubut (36 %), San Juan y La Rioja (11 %), Córdoba (7 %), Salta y Tucumán (6 %), Santiago del Estero (5%), Catamarca, EDELAP, Mendoza, Santa Fe y EDEN (3 %), Entre Ríos y San Luis (2 %), Jujuy, Corrientes y Río Negro (1 %), entre otros.
Por su parte, 8 provincias presentaron descensos en el consumo: Misiones (-13 %), Formosa (-9 %), Chaco, La Pampa y EDEA (-3 %), EDES y Santa Cruz (-2%) y Neuquén (-1%).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 35 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 4,5 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 3,5 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió un 5,8 por ciento.

TEMPERATURA

Observando las temperaturas, el mes de agosto de 2024 fue más frío en comparación con julio de 2023. La temperatura media fue de 12.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 12.6 °C, y la histórica es de 14.2 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En agosto, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.792 GWh, lo que representa una variación negativa del -32,6 %. Por su parte, la potencia instalada es de 43.951 MW, donde el 59 % corresponde a fuente de origen térmico y 37 % de origen renovable. El despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.

Así, en ese mes siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 49,89 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 22,06 % de la demanda, las nucleares proveyeron 5,72 % y las generadoras de fuentes alternativas 13,94 % del total. Por otra parte, la importación representó el 8,39 % de la demanda.

Southern Energy, propiedad de Pan American Energy y Golar LNG, informó que el buque de licuefacción que producirá gas natural licuado (GNL) destinado a los mercados de exportación a partir de 2027 será instalado en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.

A través de un comunicado, Southern Energy argumentó acerca de tal decisión que “Las características propias de operación del barco, las condiciones marítimas (olas, mareas y corrientes), climáticas y portuarias (gran profundidad sin restricción de calado) determinaron técnicamente que el Golfo San Matías es la mejor ubicación disponible para el buque”, que procesará (a partir de 2027) gas natural transportado por el Gasoducto San Martin en los meses de menor demanda interna, y lo convertirá en GNL para su carga en buques mar adentro, para la provisión a terceros mercados.

“Al tener en cuenta las condiciones marítimas, logísticas y los costos de desarrollo de infraestructura . Como resultado del análisis técnico, el Golfo San Matías en la provincia de Río Negro fue reconocido como la mejor locación disponible para el buque “Hilli Episeyo”.

PAE y Golar LNG trabajaron en conjunto para analizar técnicamente la mejor ubicación del buque teniendo en cuenta las condiciones marítimas, logísticas y los costos de desarrollo de infraestructura . Como resultado del análisis técnico, el Golfo San Matías en la provincia de Río Negro fue reconocido como la mejor locación disponible para el buque “Hilli Episeyo”, se insistió.

La ubicación se definió en función a las propias características de operación del buque, los estudios de batimetría (medición de las profundidades marinas para determinar la topografía del fondo del mar) y las condiciones oceanográficas (mareas, olas, vientos y corrientes) del sitio, se aseveró..

Es importante destacar que las condiciones del Golfo San Matías son similares a las que existen en las cercanías de Kribi, Camerún, donde el “Hilli Episeyo” ya produjo más de 8 millones de toneladas de GNL y cargó más de 120 buques metaneros., se indicó.

La disponibilidad operativa en el Golfo San Matías es muy elevada y fue determinante para la elección del sitio: su profundidad de fondeo de aproximadamente 35 metros permite una operación segura y sin restricciones de calado.

La infraestructura necesaria se desarrollará en terrenos ubicados entre Sierra Grande y San Antonio Oeste. Y la inversión está pensada en función de los beneficios de RIGI (Fiscales, cambiarios, legales) que promueve la Administración Milei.

Los estudios de oleaje y de vientos también fueron considerados para la elección. El buque, los equipos y los sistemas instalados a bordo, están diseñados para garantizar su operatividad con olas de hasta 4 metros. En el Golfo San Matías se espera que en el 99% del tiempo las olas no superen los 2.5 metros, por lo que se garantiza una operación segura.

En julio pasado PAE y Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación en Argentina del buque “Hilli Episeyo”, propiedad de Golar LNG. El barco tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural.

Inicialmente el buque se abastecerá de gas natural utilizando la capacidad existente del sistema de transporte en los meses del año con menor demanda local.

En esta etapa se requerirá la construcción de infraestructura: la interconexión a los gasoductos troncales; una estación compresora para asegurar una presión óptima de gas en el buque; un gasoducto terrestre hasta la costa; un gasoducto submarino que se conecte con el barco; y el sistema de amarre. La inversión inicial anual rondaría los U$S 300 millones.

El objetivo a mas largo plazo es que el buque de licuefacción pueda operar todo el año para lo cual se prevé la construcción de instalaciones de transporte (gasoducto) siendo el Golfo San Matías el sitio más cercano desde Vaca Muerta.

PAE y Golar LNG, a través de Southern Energy, se encuentran en negociaciones con compañías del sector, por caso YPF, para que puedan sumarse al joint venture.

El Gobierno Nacional estableció, a través de la resolución 284/2024 de la S.E., nuevos precios para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que se cargarán a las facturas a partir de octubre de 2024.

Los nuevos precios dispuestos, por razones estacionales, implican una baja del orden del 10 por ciento en este componente tarifario (dolarizado) para los usuarios Residenciales N1, y para los usuarios de comercios y pequeñas indstrias. Pero se mantienen igual para los usuarios de ingresos medios y bajos. La incidencia en las facturas dependerá del nivel de consumo.

La Secretaría de Energía comunicó que “dicho traslado se realizará, para los usuarios residenciales N1 (ingresos altos) y los sectores productivos (comercios y pequeñas industrias) a entre 2,979 USD/MMBTU y 3,148 USD/MMBTU, según distribuidora”.y refiere que el nuevo valor Promedio país es de 3,09 USD/MMBTU.

Para el usuario N3 (ingresos medios) y N2 (ingresos bajos), se siguen manteniendo las bonificaciones establecidas mediante la Resolución 90/2024 de la Secretaría.

Sobre esta base, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) y las jurisdicciones locales, definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución, según corresponda.

De esta manera, señaló Energía, “se busca representar los costos reales y la variabilidad de abastecimiento de gas natural para las empresas distribuidoras, con el objetivo de garantizar las inversiones necesarias para el sector y un uso responsable del suministro”.
A los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético, el Gobierno Nacional fijó los nuevos valores de producción de gas que se trasladarán a los usuarios”, se indicó.

ELECTRICIDAD

Por otra parte, y a través de la Resolución 283/2024, Energía anunció una actualización del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST)correspondiente a la programación estacional del invierno, el cual se trasladará a las facturas a partir de octubre de 2024.

En ese período ” y para brindar mayor transparencia y estabilidad en los costos, se fijaron el Precio Estabilizado de la Energía Eléctrica (PEE), Precio Estabilizado del Transporte (PET) y Precios de Referencia de la Potencia (POTREF)”.

El traslado del PEST será el siguiente: N1 (ingresos altos) y sectores productivos (comercios e industrias): Entre 63.187 y 66.885 $/kWh.; N3 (ingresos medios) y N2 (ingresos bajos): Siguen manteniendo las bonificaciones establecidas mediante la Resolución 90/2024 de esta Secretaría.

“Sobre esta base, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y las jurisdicciones locales, definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución, según corresponda”, indicó Energía.

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YPF bajará 1 % el precio de sus naftas y 2 % el de sus gasoils desde el 1 de octubre

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que los precios de los combustibles de la empresa de mayoría accionaria estatal “encontraron un equilibrio entre los precios internacionales y los locales en surtidor”.

En un comunicado, Marín señaló: “Vengo a hacer un acuerdo con los consumidores”. “En el marco del compromiso asumido con los clientes, YPF informa que a partir de la cero horas del 1° de octubre, el precio de las naftas bajará 4 % y el gasoil 5 % promedio en todo el país”.

Pero precisó que “esta baja se verá reflejada en el surtidor en un 1 % en las naftas y un 2 % en gasoil, ya que la devaluación y el aumento de impuestos impacta en un 3 % en el precio final de los productos”. “Sin embargo, el esfuerzo de YPF es de -4% y -5% respectivamente”.

Marín había adelantado la semana pasada la posibilidad de ajustar a la baja los precios de sus combustibles debido a la baja del precio interacional del Brent. Ahora aclaró que si el barril del crudo Brent sube, subirán los precios locales de sus combustibles.

Cabe referir además que el gobierno ha pautado en el proyecto de presupuesto nacional 2025 subas importantes en el componente impostivo de los combustibles.

“Quiero realizar un acuerdo justo con los consumidores. Nadie tiene que subsidiar a nadie. Ni nosotros a los consumidores ni los consumidores a nosotros. En consecuencia, si el precio del crudo internacional sube, el precio de los combustibles localmente va a subir. Si el precio baja, vamos a bajar”, afirmó Marín.

El comunicado señala que “de esta manera, la compañía mantiene un precio justo en sus combustibles que refleja las condiciones del mercado internacional y local y la evolución de costos asociados a la producción de combustibles”. YPF tiene la mayor participación en el mercado local de combustibles, con precios algo más bajos que otras principales marcas.

“Esta decisión se toma, fundamentalmente, en el marco de una caída de la cotización internacional del crudo Brent que forma parte de la estructura de precios de todos los combustibles a nivel mundial”, se indicó.

“En los últimos 8 meses, YPF encontró un equilibrio entre los precios internacionales y los precios locales en surtidor que permite, de ahora en más, que éstos últimos se suban o bajen en función de valor del crudo Brent y la evolución de los componentes de costo local”, explicó la compañía.

Un tribunal de Trinidad aprobó un embargo de gas a la petrolera estatal de Venezuela por un proyecto de gas en alta mar con ConocoPhillips. PDVSA había pagado a Conoco unos 700 millones de dólares a través de un acuerdo de conciliación, pero cesó los pagos a finales de 2019.

Desde entonces, Conoco ha intentado hacer cumplir las sentencias arbitrales contra Venezuela y PDVSA, incluida una demanda de 1.330 millones de dólares contra PDVSA en el tribunal supremo de Trinidad.

PDVSA dispone de siete días tras la notificación de la última decisión del tribunal de Trinidad para intentar anularla

El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, recorrió el viernes 27/9 junto al intendente de Coronel Rosales, Rodrigo Aristimuño, los avances de las obras de expansión de la terminal del puerto local, donde a partir de una inversión de U$S 500 millones se dará una respuesta estructural al incremento de la producción de petróleo prevista en Vaca Muerta durante los próximos años. 

Kicillof destacó que “este proyecto cuenta con una mirada estratégica y el compromiso del Estado provincial y el sector privado para cumplir con los objetivos establecidos: con mucha seriedad y humildad, se trata de la inversión más grande que se está realizando en la Argentina”. “Fue la decisión de recuperar YPF la que nos permitió no solo alcanzar el autoabastecimiento energético con Vaca Muerta, sino también sumar capacidad exportadora y, sobre todo, valor agregado con trabajo argentino”, añadió.

Las obras de Otamérica comenzaron en marzo del año pasado y permitirán incrementar un 50 % las capacidades del puerto: se estima que estará en condiciones de exportar 310 mil barriles de crudo diario, ampliando el volumen exportable de la Argentina en U$S 8.000 millones. Actualmente se está trabajando en la primera etapa del proyecto, que incluye la construcción de dos tanques, una estación de bombeo, una subestación eléctrica y un muelle.

La expansión de la terminal se complementa con la obra de ampliación del Oleoducto del Valle, que tiene por objetivo duplicar su capacidad para acompañar el crecimiento de producción de la Cuenca Neuquina. Con su finalización, Puerto Rosales se convertirá en el mayor centro logístico de exportación de hidrocarburos del país.

“A los sectores que nos hablan de privatizar todo, debemos recordarles que YPF, como otras tantas empresas clave, ya estuvo en manos del sector privado y eso nos llevó a quedarnos sin recursos y sin futuro”, sostuvo el Gobernador, y añadió: “El petróleo y el gas que tiene la Argentina no pueden servir para enriquecer a unos pocos: las riquezas de nuestro subsuelo deben ser utilizadas para desarrollar la industria y llevar más dignidad y bienestar a nuestro pueblo”.

El intendente Aristimuño explicó: “Estas inversiones son producto de un trabajo de mucho tiempo y se lograron a partir de una sinergia entre un Gobierno provincial comprometido con la obra pública y un sector empresario al que se le ofreció un marco jurídico de previsibilidad y oportunidades”.

El Ente Nacional Regulador del Gas convocó a Audiencia Pública, para el 21 de octubre próximo, en la cual se pondrán a consideración las solicitudes presentadas por TGN y TGS de extensión de sus actuales licencias, a fin de la evaluación, por parte del ENARGAS de la prestación del servicio público de transporte de gas natural en los términos de la Ley (Marco regulatorio) 24.076.

La Audiencia Pública se realizará bajo la modalidad virtual, desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires; la hora de inicio sería a las 9:00 hs., y la participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual o remota, indica la Resolución 593/2024, ya oficializada.

El Poder Ejecutivo Nacional otorgó licencias para la prestación del servicio público de Transporte de Gas Natural a TGN y a TGS, mediante los Decretos 2457 y 2458, respectivamente, ambos del 18 de diciembre de 1992.

Ambas compañías solicitaron una prórroga de sus licencias de transporte: TGS en setiembre de 2023, y TGN en abril de 2024.

La resolución del Enargas refiere que los decretos de 2457 y 2458/92 que otorgaron las licencias, establecieron que “El término de dicha licencia será de TREINTA Y CINCO (35) años contados desde la fecha de Toma de Posesión de las acciones de la Sociedad Transportadora de Gas del Norte S.A., y Sociedad Transportadora de Gas del Sur S.A. por su respectivo adjudicatario, sin perjuicio de la renovación prevista por el artículo 6° de la Ley 24.076, si correspondiere”.

El artículo 6º de la Ley 24.076, modificado por el artículo 155 de la Ley 27.742 prevé que: “Con una anterioridad no menor de dieciocho (18) meses a la fecha de finalización de una habilitación, el Ente Nacional Regulador del Gas, a pedido del prestador respectivo, llevará a cabo una evaluación de la prestación del servicio por el mismo a los efectos de proponer al Poder Ejecutivo nacional la renovación de la habilitación por un período adicional de veinte (20) años. A tal efecto se convocará a audiencia pública”.

“En los textos de las habilitaciones se establecerán los recaudos que deberán cumplir los prestadores para tener derecho a la renovación. El Poder Ejecutivo nacional resolverá dentro de los ciento veinte (120) días de recibida la propuesta del Ente Nacional Regulador del Gas”.

En los primeros 8 meses de 2024, el petróleo crudo fue el tercer producto exportado del país.

En la actualidad representa el 6,9 % del total de exportaciones de Argentina. Significó U$D 3.582 millones e implica una suba interanual de 54,6 por ciento, puntualizó la Secretaría de Energía. “La energía es clave para el desarrollo económico argentino”, destacó por X el Secretario del área, Eduardo Chirillo.

Los primeros y segundos productos de exportación de Argentina en los primeros 8 meses del año son “Harina y pellets de soja” por U$D 7.075 millones, y “Maíz en grano” por U$D 5.034 millones.

Inoxpla, líder en la fabricación de equipos criogénicos y tanques especiales inició sus actividades en Octubre de 1983, cuando fue fundada por sus socios actuales. Durante su larga trayectoria se capacitó y especializó en el área nuclear, en el aeroespacial y principalmente en el rubro criogénico, siendo hoy líder en la construcción , reparación y mantenimiento de tanques, cisternas y gabinetes criogénicos, evaporadores ambientales y cañerías de alto vacío entre otros.

Ha fabricado los diez depósitos de aluminio de mayor capacidad (600m3) construidos en Argentina, ciento veinte canastos para elementos combustibles quemados para una central nuclear, doscientos tanques para agua pesada y la totalidad de los tanques de combustible y los fuselajes de aluminio de los prototipos de lanzadores VEX, del programa Tronador II, programa que tiene la finalidad de que nuestro país lance al espacio sus propios satélites y sea el décimo en el mundo en lograrlo.

Desde 1996 Inoxpla exporta a toda Sudamérica evaporadores ambientales, cañerías de alto vacio, gabinetes y equipos en general para criogenia.

Se destacan entre sus clientes y de acuerdo a los diferentes rubros a:

Oil&Gas: YPF; Pampa Energia; Oilfield & Service; Geopatagonia; Calfrac Well Service; Copetro; Pan American Energy; Gasco Chile.

Gases del aire: Linde de Argentina; Chile, Uruguay, Ecuador, Perú; Oxicar Venezuela; Air Liquide de Argentina, Chile, Uruguay; Air Products de Chile; Indura Argentina; Messer Chile, Perú y Ecuador; AGA y Praxair.

Petroquímicas: Petroken; Petrocuyo; Petroquímica Rio III; Petrobras; Dow Química; Profertil; Unipar.

Celulósicas: Arauco Argentina y Chile; CMPC Chile; Celulosa Argentina; Alto Paraná.
Centrales nucleares: AtuchaI; Embalse Rio III; NASA.
Aeroespaciales: CONAE; Veng; Epic Aerospace.

Varias: Ternium; Fate; Aluar.

La empresa tiene acuerdos de colaboración recíproca con la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de la Plata y con la UTN Regional La Plata y recibe permanentemente alumnos de estas facultades para instruirse en procesos de producción.

Cuenta con equipamiento de última generación para la realización de soldaduras especiales( Titanio, Cobre, Aluminio, todas las aleaciones de Niquel), espectrómetros de masa de helio para la evaluación de pérdidas de vacío en recipientes, cañerías, equipos de centrales termoeléctricas etc., nivel laser para control de plenitud con la más alta precisión, corte por agua hasta 200mm de espesor.

El personal de la empresa está capacitado y calificado en gran cantidad de técnicas de soldadura y procesos de control en equipos criogénicos.
Inoxpla realiza sus actividades bajo la norma ISO 9001 2015.

TotalEnergies compró el 45 % en activos de gas seco en producción de Lewis Energy en la cuenca de Eagle Ford en Texas.

Esos activos tienen un potencial de desarrollo que permitiría alcanzar una producción bruta de unos 400 millones de pies cúbicos al día de aquí a 2028, señaló en un comunicado el gigante francés de la energía, que no precisó el monto de la operación.

Además, la petrolera francesa opera una producción técnica de unos 500 millones de pies cúbicos diarios en Barnett.

TotalEnergies destacó que en 2023 fue el primer exportador de gas natural licuado (GNL) de Estados Unidos gracias a su participación del 16,6 % en la planta de licuado de Cameron LNG, en el estado de Luisiana, así como por diversos contratos de compra de largo plazo.
Su capacidad de exportación de GNL estadounidense debería alcanzar 15 millones de toneladas anuales en el horizonte de 2030.

En su último informe World Oil Outlook (WOO) 2024 la OPEP aseguró que el pico de la demanda de petróleo no está en el horizonte cercano. El mundo no sólo no prescindirá pronto del crudo y del gas, sino que su consumo seguirá creciendo hasta llegar en 2050 a 120 millones de barriles al día, un 15% más que ahora.

Este pronóstico contradice las expectativas de muchos analistas y formuladores de políticas que estiman un declive rápido en el consumo de petróleo debido al creciente énfasis en la energía limpia y las preocupaciones ambientales.

En cambio, la organización sostiene que el petróleo seguirá siendo una fuente crucial de energía para satisfacer las necesidades globales, especialmente en sectores donde las alternativas son limitadas o inexistentes.

“Lo que las Perspectivas ponen de relieve es que la fantasía de eliminar progresivamente el petróleo y el gas no guarda relación con los hechos”, afirmó la organización.

El informe plantea importantes interrogantes sobre el futuro de la industria energética y las estrategias de transición hacia una economía más sostenible.

De 2023 a 2029, se espera que la demanda mundial de petróleo aumente en 10,1 mb/d, con los países no pertenecientes a la OCDE a la cabeza, añadiendo 9,6 mb/d hasta alcanzar los 66,2 mb/d. Mientras tanto, se prevé que la demanda en los países de la OCDE se estanque, oscilando en torno a los 46 mb/d.

A largo plazo, la demanda de los países no pertenecientes a la OCDE seguirá aumentando, añadiendo 28 mb/d para 2050, mientras que se prevé que la demanda de la OCDE disminuya.
La India, Otros países de Asia, África y Oriente Medio serán los principales motores de este crecimiento, y se prevé que sólo la India aumente su demanda en 8 mb/d.

Sectores como la petroquímica, el transporte por carretera y la aviación desempeñarán un papel crucial en la demanda futura. Se prevé que la petroquímica por sí sola represente 4,9 mb/d adicionales de demanda de petróleo, impulsada por el aumento de la demanda de etano y nafta. Se prevé que el transporte por carretera crezca significativamente antes de estabilizarse, mientras que la demanda de la aviación añadirá otros 4 mb/d para 2050.

Las perspectivas de la OPEP subrayan también que el petróleo y el gas seguirán dominando la combinación energética mundial, representando más del 50% hasta 2050.
La organización subraya la importancia de seguir invirtiendo en el sector petrolero, estimando que se necesitarán 17,4 billones de dólares de aquí a 2050 para garantizar un suministro estable.
Según la OPEP, la demanda de petróleo seguirá siendo fuerte durante décadas, con una demanda creciente en las regiones no pertenecientes a la OCDE y la necesidad continua de inversiones en infraestructuras petrolífera

El Gobierno nacional, a través de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, está trabajando, planificada y anticipadamente, en una serie de medidas para evitar que los usuarios residenciales sufran cortes de electricidad en los picos de demanda del verano 2024-2025, comunicó la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

Entre las medidas del segmento generación, se encuentran la importación de energía y potencia desde Brasil en días críticos; la gestión con Paraguay para aumentar los intercambios de la hidroeléctrica Yacyretá, y el diseño de un mecanismo de incentivos a la disponibilidad de generadores térmicos.

A su vez, en el sector transporte de energía, se trabajará en la disponibilidad de cuatro transformadores de reserva, mientras que en el segmento de distribución se establecerá un mecanismo de gestión de reducción de demanda a los grandes usuarios (industrias), voluntario, programado y remunerado, se indicó.

Además, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) instruirá a las empresas distribuidoras del AMBA (Edenor y Edesur) para que presenten un Programa de Atención de Contingencias para sus nodos críticos.

Entre las acciones que llevará adelante el Gobierno nacional no están previstos los cortes programados a usuarios residenciales, puntualizó la S.E.

“Estas medidas son imprescindibles por la crisis que vive el sector energético debido a la falta de inversión y mantenimiento en los últimos 20 años, que llevaron al sistema al borde del colapso”, argumentó Chirillo.

Por esta situación crítica, el Gobierno en el inicio de su gestión declaró la emergencia del sector energético nacional en todos sus segmentos: generación, transporte y distribución.

A esto se suma, particularmente durante el próximo verano, la parada técnica de la Central Nuclear Atucha I (para realizar los trabajos de extensión de vida útil); la situación hidrológica coyuntural en Brasil (por la insuficiencia de lluvias que afecta a la cuenca Paraná-Paraguay); y las extensas olas de calor que se pronostican, que demandarían 30.700 MW, superando así el pico histórico de 29.653 MW demandado en febrero de este año, describió Energía.

Y remarcó que “el Gobierno está trabajando de forma planificada, tres meses antes del verano, para tomar las medidas necesarias que ayuden a evitar cortes de luz a usuarios residenciales.

Se espera que la Secretaría difunda en las próximas horas una resolución detallando las medidas ahora esbozadas.

El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas a pedido de CAMMESA para la provisión de gas a usinas generadoras durante el mes de octubre.

En la primera subasta mensual, para el abastecimiento interrumpible de gas natural en octubre 2024, en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, el MEGSA recibió 17 ofertas, por un total de 9.400.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,10 el Millón de BTU en el PIST, y de U$D 2,27 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires. Se trató de ofertas provenientes de productores de Neuquén, Chubut, Tierra del Fuego, Santa Cruz, y Noroeste.

Con posterioridad el MEGSA 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 verano.

En este caso se recibieron 14 ofertas que totalizaron un volúmen de 47.200.000 metros cúbicos día a un Precio Promedio Ponderado de U$S 2,88 el MBTU. Los oferentes fueron desde Neuquén, Tierra del Fuego, Santa Cruz, y Chubut. Los precios oscilaron entre U$D 2,54 y U$D 3,00 el MBTU.

AmCham Argentina, la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina, reunió a funcionarios, representantes de organizaciones civiles y empresas en la cuarta edición de su Foro de Energía. Más de 500 personas presenciaron debates y reflexiones de los principales exponentes del sector, enmarcados en la premisa: “Desarrollo energético argentino: construyendo un futuro exportador”.

En el encuentro se analizaron temas tales como: Argentina y Estados Unidos como aliados estratégicos para el desarrollo energético; desafíos del mercado energético argentino y estratégicas para su seguridad; los lineamientos para el desarrollo nacional y la transformación del sector energético; la descarbonización en la industria del Oil & Gas; la energía y la minería como motores del progreso y la transformación económica nacional.

También, el fortalecimiento de infraestructura para la integración regional del sector; Vaca Muerta como factor clave para el desarrollo de una matriz energética exportadora; el papel del Gas Natural Licuado en la nueva infraestructura energética de Río Negro; la transición energética y su sustentabilidad enfocada en el rol de Chubut para la producción de fuentes renovables; los minerales y metales estratégicos como catalizadores de la transición energética; y la infraestructura eléctrica para potencial el desarrollo productivo federal.

Marc Stanley, Embajador de Estados Unidos en Argentina, dio inicio al foro exponiendo su visión sobre la alianza estratégica entre Argentina y Estados Unidos en el desarrollo energético: “Argentina y Estados Unidos tienen lo que el mundo necesita y confío en que juntos podemos asociarnos para alimentarlo y abastecerlo. Convertirse en un exportador de energía puede brindar estabilidad y transformar la economía de Argentina”.

“Estados Unidos es un socio clave para acelerar el desarrollo de energía y minerales críticos y estamos avanzando con nuestro compromiso diplomático, técnico y comercial para que Argentina lo haga de forma exitosa”, agregó.

El encuentro se llevó a cabo en el Hotel Alvear Icon de Buenos Aires y entre las personalidades que participaron como oradores y moderadores, estuvieron: Gabriela Aguilar, gerente general para Argentina y Brasil y vicepresidente para LATAM de Excelerate Energy; Manuel Aguirre, director de Relaciones Institucionales de Vista Energy; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; Fausto Caretta, Upstream managing director de Pan American Energy; Ignacio Costa, gerente general en Argentina de Arcadium Lithium; Daniel De Nigris, CEO de ExxonMobil Argentina; Julián Escuder, country manager de Pluspetrol.

También participaron Daniel González, secretario de Coordinación de Minería y Energía de la Nación; Maximiliano Hardie, gerente de Áreas no Operadas de Shell Argentina; Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación; Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris Cono Sur; Carlos Mundín, director general de BTU; Ignacio Torres, gobernador de la provincia del Chubut; y Alberto Weretilneck, gobernador de Río Negro.

Saudi Aramco busca recaudar hasta 3.000 millones de dólares mediante bonos islámicos denominados en dólares estadounidenses.

Aramco, que es también el mayor exportador de crudo del mundo, planea emitir bonos islámicos, los llamados sukuk, en dos tramos: a cinco años y a diez años.
El precio, la rentabilidad y el vencimiento de los bonos islámicos se determinarán en función de las condiciones del mercado, según Aramco.

El gigante petrolero saudí emitió en julio de este año un bono de 6.000 millones de dólares, su primera incursión en el mercado de bonos desde 2021.

Antes de 2024, la última vez que la principal petrolera del mundo recurrió a los mercados de bonos fue en 2021, cuando recaudó 6.000 millones de dólares a través de su primer bono islámico denominado en dólares estadounidenses, cuyos pedidos superaron los 60.000 millones de dólares.

Las órdenes para el bono de 6.000 millones de dólares en julio superaron los 31.000 millones de dólares.
El gobierno saudí posee directamente el 81,5% de las acciones de Aramco, y otro 16% está en manos del fondo soberano del reino, el Fondo de Inversión Pública.
El bono de Aramco en julio se produjo semanas después de que Arabia Saudí recaudara 11.200 millones de dólares con una venta de acciones de la petrolera.

Aramco prevé repartir 124.300 millones de dólares en dividendos en 2024, la mayoría de los cuales irán a parar al gobierno de Arabia Saudí.

Cooperación con China

Saudi Aramco firmó un acuerdo marco de cooperación por cinco años con China National Building Material Group Company (CNBM) para explorar materiales avanzados y desarrollo industrial.

El acuerdo identificó varias áreas de colaboración, incluido el establecimiento de instalaciones de fabricación en el Reino para producir palas de turbinas eólicas, tanques de almacenamiento de hidrógeno, materiales de construcción con bajas emisiones de carbono y soluciones de almacenamiento de energía.

Ambas partes también unirán esfuerzos para establecer un nuevo centro de capacitación, inspección y acreditación, así como una propuesta de centro y laboratorio conjunto de desarrollo tecnológico para promover la innovación.

“Al combinar la experiencia de Aramco en materiales no metálicos y el conocimiento de la industria de CNBM, pretendemos identificar avances innovadores y nuevas oportunidades de negocio, así como promover un mayor desarrollo de las capacidades de fabricación dentro del Reino de Arabia Saudita”, afirmó Wail Al Jaafari, vicepresidente ejecutivo de Servicios Técnicos en Aramco.

El presidente de CNBM, Zhou Yuxian, dijo que la colaboración con Aramco permitirá a la empresa promover una transición baja en carbono a través de la industria de materiales no metálicos.

 FLEXPIPE, uno de los líderes mundiales en la fabricación de Tuberías Flexibles Enrollables (RTP Reinforced Thermoplastic Pipes) con más de 50 mil kilómetros fabricados desde 2004, amplía su base en Argentina con la instalación de más líneas de captación y flowlines de petróleo y gas en Vaca Muerta.
Ya hay más de 300km entre 3” y 6” instalados en diferentes yacimientos de petróleo no convencional en Neuquén y Mendoza.

Cada vez son más las operadoras que están adoptando esta tecnología para el diseño y construcción de sus redes de captación de petróleo y gas por su versatilidad y facilidad de instalación.
Esta tubería flexible, fabricada en Polietileno de alta Densidad HDPE con refuerzos de fibra de vidrio seca, le permiten operar hasta 1500psig y 82°C en forma constante.
También tienen instaladas varias líneas de inyección de agua a pozos sumideros operando a 2250psig y 60°C con tuberías flexibles de 4” con refuerzo de alambres de acero galvanizado.

Esta nueva tecnología totalmente anticorrosiva, va ganando lugar entre las distintas petroleras que operan en la zona gracias a su confiabilidad y ahorro de costos en la operación ya que se requiere menos inyección de inhibidores de corrosión, inhibidores de parafinas, mejoradores de flujo, etc.

El otro pilar que impulsa su utilización es la facilidad y velocidad en su instalación, menor requerimiento de recursos en campo y obras complementarias. No requiere soldaduras o uniones cada 12m, no requiere inspección de soldadura, no requiere protección de juntas de campo y no requiere protección catódica.

Su instalación es mucho más segura debido esta reducción de recursos, eliminación de trabajos en caliente y rayos. No hay cargas suspendidas de 12m y mucho menos maquinaria pesada.

Es por todo esto que la tecnología va ganando lugar dentro de los desarrollos de no convencional en Vaca Muerta. Flexpipe esta liderando este impulso con fuerte presencia en la región.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo con respecto al proyecto para la producción de GNL, pensado para la exportación a terceros mercados, que “seguimos igual, no hay ningún cambio”, aún cuando trascendió que Petronas, su socia internacional (según la carta de intención que data de 2022) desistiría de participar en dicha iniciativa, cuyo desarrollo (gasoductos, planta de tratamiento y producción, almacenaje, puerto de embarque) demanda una inversión de al menos 30 mil millones de dólares.

“El proyecto físico está armado, hay una ley de incentivos (RIGI) que posibilitaría lograr precios rentables para competir en el mercado internacional, encaramos gestiones en varios países (India, Alemania) para definir contratos de compra del producto, y en los próximos días viajamos para impulsar el proyecto y posibles contratos en Hungría, Italia, e Inglaterra” describió Marín durante una entrevista realizada en el marco del AmCham Forum Energy, que tuvo lugar en Buenos Aires.

Al respecto agregó que “estamos preparando la licitación de la ingeniería de detalle y con ello avanzar en el FID (decisión final de inversión) para procurar el financiamiento para un proyecto sólido”.

“Petronas se puede ir ?…, sí, pero no hay que dramatizar si se da tal situación”, comentó Marín, quien enfatizó que “éste del Argentina GNL es un proyecto de la industria, no sólo de YPF”, en alusión a la posible participación de otras empresas operadoras del mercado local del gas.

Marín llegó a asignar a YPF una participación del 30/35 por ciento en el proyecto, procurando que el resto sea participación de otras empresas locales, y de alguna de las otras grandes jugadoras del mercado internacional, si finalmente Petronas desiste.

LAS OTRAS JUGADORAS EN EL GNL Y EL OVMS

Mientras tanto, el presidente de YPF confirmó el interés de la compañía en participar del proyecto que encabezan Pan American Energy y Golar LNG para la instalación por 20 años de un barco factoría de licuefacción en Argentina, destinado al mercado de exportación.

El barco, propiedad de Golar LNG, tendrá una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027.

El buque de Golar, empresa noruega de infraestructura marítima de GNL, se denomina Hilli Episeyo, y tiene una longitud de casi 300 metros. Fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017.

PAE procura además la participación en el proyecto de otras compañías productoras de gas natural en el país, y avanza en tratativas al respecto.

PAE es productor de gas en la Cuenca Marina Austral y este proyecto implica destinar gas de ése origen, que es transportado por el Gasoducto troncal San Martín hasta Buenos Aires. Resta definir el estudio técnico para determinar el lugar de operación del barco factoría. El procesamiento para la exportación de este gas será en los meses del verano, cuando merma la demanda de gas para el mercado interno. Encarar este proyecto demanda una primera inversión de 300 millones de dólares.

La relación comercial de YPF y PAE también se verificará en el desarrollo del proyecto de tendido del Oleoducto Vaca Muerta Sur, con puerto de destino para la exportación del crudo en Río Negro (Punta Colorada). La inversión se ha calculado en unos 2.000 millones de dólares.

Marín señaló al respecto que de este proyecto también participarán Pampa Energía y Vista, pero aspira a que la lista de productoras se amplíe. Encaró conversaciones con la estadounidense Energy Transfer, y cursó invitación a Chevron y Shell, que están analizando la propuesta.

En el caso de Shell, después de vender en 2018 su red de estaciones de servicio a Raízen, acentuó su participación en el desarrollo del petróleo no convencional en Vaca Muerta. Hoy produce 50 mil barriles día y aspira a elevarla a 70 mil barriles en 2025.

A corto plazo encarará la exportación de crudo toda vez que la demanda interna de crudo está cubierta, y considera entonces que debe aprovecharse la ventana de oportunidad que se presenta en el plano internacional en el contexto de la transición energética. Espera mejoren las condiciones de acceso (libre) a las divisas en el plano local.

Acerca del OVMS Marín enfatizó que “Hay que hacerlo rápido, acelerar la obra a principios del 2025 para poder transportar entre 50 y 60 mil barriles día a mediados del 2026 para su exportación”. Estimó posible exportar por este oleoducto troncal hasta 700 mil barriles día hacia 2028/2030.

“Desde YPF venimos a aumentar la torta de la energía con la participación de todas las empresas interesadas en este proyecto”, remarcó.

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodriguez Chirillo, rectificó las declaraciones del jefe de Gabinete, Guillermo Francos, referidas a las características que tendrán eventuales cortes en el suministro de electricidad en el verano. Remarcó que “ni se está pensando, ni creemos que vayan a ocurrir cortes rotatorios a usuarios residenciales”.

Admitió sí que los usuarios industriales podrían decidir “voluntariamente” reducir su demanda en determinados momentos para “alivianar la carga en la red de distribución”, por lo cuál ésas industrias serán remuneradas.

En las últimas semanas, ya son al menos tres los funcionarios del gobierno que se refirieron a ésta cuestión, sin haber logrado dar un mensaje preciso a los usuarios de electricidad. El secretario coordinador en temas de energía y minería, Daniel González, el Jefe de Gabinete de ministros, y ahora el secretario Chirillo, formularon declaraciones periodísticas sucesivamente.

Mientras, consumidores y operadores del sector aguardan que el gobierno oficialice las medidas en preparación, algunas de las cuales ya trascendieron en el nivel de borradores.

Rodriguez Chirillo explicó en la mañana del martes 24 que “en lo que es cortes programados, se trata de industrias. En ningún momento se está hablando de usuarios residenciales”.

El funcionario refirió que se trabaja en un esquema que permita enfrentar una posible crisis de suministro por la combinación de menor oferta de generación (hidráulica y nuclear) y una previsible mayor demanda, en el periodo diciembre-marzo.

Chirillo aludió a los “acuerdos con industrias referidos por Francos y dijo que ello “es parte del plan que estamos elaborando desde hace un tiempo”. “Por caso para una empresa grande que, voluntariamente, quiera reducir su contratación de potencia en los meses del verano, reordenando su consumo, va a haber un esquema de remuneración”, explicó.

“He leído en estos días que «volvemos a los cortes rotatorios del 88». Yo lo viví cuando era chico…, nada de eso. Ni se está pensando, ni creemos que va a ocurrir, en absoluto”, enfatizó el funcionario en declaraciones al periodismo.

“En lo que es cortes programados, se trata de industrias. En ningún momento se está hablando de residenciales. Quiero destacar el carácter voluntario”, reiteró.

Acerca de la situación de la red de electricidad Chirillo hizo hincapié en que “asumimos un sistema al borde del colapso. Un colapso de funcionamiento y recaudatorio. Esa recomposición (vía tarifas) permitió cubrir el costo del suministro, no hacer enormes inversiones que tampoco tienen un rendimiento de la noche para la mañana. Hoy la tarifa cubre el costo y tiene, un poco, para extender la red”, afirmó.

Con respecto a la posible importación de electricidad desde Brasil, afirmó que “estamos haciendo las gestiones para poder contar con la energía que habitualmente nos brinda”. Brasil, igual que Argentina, parecen una merma en la producción de hidroelectricidad por la escasez de lluvias en la cuenca Paraná-Paraguay.

Asimismo, Chirillo aludió a otro aspecto del Plan de Contingencia en ciernes. “Estamos haciendo un plan para recuperar un montón de plantas (térmicas) que están en el país”. Comprende un esquema de mayor remuneración para la energía generada de usinas termoeléctricas, cuyo costo de la electricidad es más caro que el resto de las fuentes. Los dueños operadores de tales usinas esperan prontos, y convenientes, anuncios del gobierno en este rubro.

Chirillo sostuvo demás que “me han criticado por (anular) una licitación que a última hora el Gobierno anterior lanzó, (para incorporar energía al sistema) que no era procedente: era en dólares, duraba quince años. Estamos haciendo un nuevo programa al respecto”, señaló.

TARIFAS

Acerca de nuevos ajustes tarifarios en octubre, el funcionario dijo que “No lo tengo previsto….. Nunca sería un incremento sustantivo. El último mes se aumentó un poquito arriba de la inflación…. Pero de haberlo no sería más allá de eso. No hay un ajuste de tarifas”.

No obstante, Chirillo dijo “Lo que sí quiero que tengan muy presente, me parece importante: nosotros sacamos una tarifa que dura un año, que tenía una actualización mensual, que después hubo meses que se aplicó, otros que no, y que ahora se está haciendo un sendero para recuperar esa situación”.

Y recordó que “al mismo tiempo que dictamos esa tarifa que vence el 31 de diciembre, se dispuso algo que es muy importante para el sector, que es la revisión quinquenal tarifaria (RTI). ¿Por qué es muy importante? Porque es lo que le permite tener previsibilidad a las distribuidoras a cuál va a ser su tarifa, y por tanto contratar con los generadores con nueva capacidad que venga, que va a ser más eficiente que la que tenemos, y con eso bajar el costo de generación que tenemos”, argumentó.

Shell abandonó sus planes de construir una planta de hidrógeno con bajas emisiones de carbono en la costa oeste de Noruega debido a la falta de demanda, según informó la compañía días después de que Equinor cancelara un proyecto similar previsto en Noruega.

Equinor, suspendió la planificación del ducto de hidrógeno que conectaría Noruega y Alemania. Este proyecto, valorado entre 4.000 y 6.000 millones de euros, se consideraba clave para transportar hidrógeno azul hacia Alemania, pero la falta de una demanda sólida y transparencia regulatoria concluyó los avances.

El gasoducto iba a exportar hidrógeno producido a partir de gas natural noruego, utilizando tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CAC) para reducir las emisiones. Sin embargo, los cambios en la estrategia energética alemana y la incertidumbre sobre el uso del hidrógeno en sectores industriales, tales como el acero y la energía, han hecho que el proyecto no sea comercialmente viable en esta etapa.

“No hemos visto que se materialice el mercado del hidrógeno azul y hemos decidido no avanzar en el proyecto”, dijo un portavoz de Shell.

El anuncio de Shell se produce poco después de que el gigante del petróleo y el gas Equinor ASA adoptara una medida similar.

Equinor iba a construir plantas de hidrógeno que permitirían a Noruega enviar hasta 10 gigavatios anuales de hidrógeno azul a Alemania.

“Hemos decidido interrumpir este proyecto en fase inicial. El gasoducto de hidrógeno no ha demostrado ser viable. Eso implica también que los planes de producción de hidrógeno quedan también aparcados”, declaró un portavoz de Equinor.

El hidrógeno derivado del gas natural en combinación con la captura y el almacenamiento de carbono, conocido como hidrógeno azul, se ha presentado como un trampolín para descarbonizar la industria europea y cumplir los objetivos climáticos, pero es más costoso que los métodos tradicionales.

Junto con sus socios Aker Horizons y CapeOmega, Shell había planeado producir unas 1.200 toneladas métricas de hidrógeno azul al día para 2030 en el Centro de Hidrógeno de Aukra, cerca de la planta de procesamiento de gas de Shell en Nyhamna.
La asociación no se renovó cuando expiró en junio de este año y Shell no tiene actualmente otros proyectos activos de hidrógeno en Noruega, dijo el portavoz.

El sector del hidrógeno atraviesa dificultades debido sobre todo a sus elevados costos. Según Bloomberg New Energy Finance (BNEF), sólo el 12% de las plantas de hidrógeno tienen clientes con acuerdos de compra.

OPINION

Especialistas del área energética del Frente Renovador cuestionaron al gobierno nacional por hacerle pagar a los usuarios tarifas de energía a precios internacionales. “Estamos pagando tarifas a valores de potencias europeas pero eso no se traduce en un servicio de calidad”, expresaron.

En declaraciones al periodismo, tanto Cecilia Garibotti (ex subsecretaria de Planeamiento Energético) como Agustín Gerez (ex titular de Enarsa), coincidieron en señalar que “este Gobierno ha fracasado en política energética, cuyo resultado se traduce en tener tarifas caras, servicio malo y un jefe de Gabinete, Guillermo Francos, que abre el paraguas diciendo que habrá cortes de luz en el verano sabiendo que son ellos los responsables de no haber continuado con el plan de obras que iniciamos hasta diciembre del 2023”.

Al ser consultado acerca del anticipo formulado por el Gobierno respecto a cortes de energía programados durante el próximo verano, Gerez aseveró: “El Gobierno toma malas decisiones en materia energética y lo termina pagando la sociedad con aumento en las tarifas y con cortes rotativos”.

Agregó que “Cuando uno no cree en la planificación y piensa que las cosas las resuelve el mercado, las consecuencias están a la vista. Cómo se le explica a la sociedad, que está pagando tarifas al nivel de potencias europeas, y que va a tener cortes rotativos en el verano”.

Gerez puso en valor la gestión energética del gobierno anterior, indicando que “resolvió dos cuestiones centrales: una fue la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner, que va a propiciar un superávit de 4.000 millones de dólares.

Otra fue la planificación de la construcción de 3.000 megas térmicos, es decir, energía a partir de gas para poder desbloquear problemas en materia energética a futuro”. Al respecto agregó que “los 3.000 megas térmicos implicaron inversiones de 4.000 millones de dólares, ya previstas, pero inexplicablemente este gobierno terminó dando de baja el plan, conllevando una afectación a un millón y medio de hogares del país”.

Cecilia Garibotti se sumó a las críticas por la falta de planificación y la ineficiencia del Gobierno de Javier Milei en materia energética: “Se sabía que hay nodos críticos que necesitan más generación de energía”; y añadió: “el gobierno anterior identificó estos sectores con déficit energético y lanzó una licitación para tener mayor generación de energía. El 10 de julio, este Gobierno las canceló por una cuestión meramente ideológica, y hoy dicen que no hay generación”.

Además, Garibotti reconoció que este accionar forma parte del modo de operar del gobierno libertario, e indicó que, “a lo largo de estos meses lo que hemos visto fueron decisiones ineficientes, una tras otra”. Y dijo, finalmente: “Generaron todas las condiciones para que estemos en esta situación. Suspendieron todas las obras que hubieran permitido subsanar este problema y encima, la energía eléctrica, nos va a salir más cara a todos”.

El Gobierno nacional, a través de la secretaría de Energía, ultima detalles de la resolución que activará medidas tendientes a paliar los posibles efectos de una merma en la oferta de electricidad durante los próximos meses, previendo además que las temperaturas de la primavera y verano conlleven a una mayor demanda, que el gobierno dice no podría satisfacerse por limitaciones en la generación hidroeléctrica y nuclear.

Hay baja hidraulicidad en Yacyretá por la escasez de lluvias en la cuenca Paraná-Paraguay, y sería impostergable la salida de servicio, en octubre, de la central Atucha I, para encarar la renovación de su vida útil. También persisten serias limitaciones en la red de transporte interconectada en alta tensión.

El jefe de Gabinete, Guillermo Francos, adelantó en este sentido que “va a haber una programación del suministro”, priorizando a la demanda residencial, lo que implicaría limitaciones en el suministro, en principio, a grandes usuarios industriales y comerciales.

Hace un par de semanas el cuasi flamante Secretario Coordinador de Energí y Minería, Daniel González debutó en su cargo creando un Comité de funciomarios técnicos para analizar medidas de mitigación en el suministro de energía, aunque hace una semana consideró que no serían necesarios cortes de luz programados. En el fin de semana último Francos los consideró casi inevitables.

En declaraciones periodísticas, el Jefe de Gabinete sostuvo que “Va a haber una programación, se supone que si viene un verano de mucha temperatura puede haber una demanda muy alta de luz, y como no hubo inversiones en estos últimos tiempos, va a faltar generación y deberá programarse algún corte, sobre todo hacer acuerdos con los sectores productivos, industriales”.

En el transcurso del lunes (23/9) incluso circuló un borrador de una resolución que diseña el secretario Eduardo Rodriguez Chirillo.

CAMMESA y la subsecretaría de Energía Eléctrica coordinarán las acciones para “una adecuada gestión de demanda en el marco de la emergencia con la finalidad de evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento para el período estival”.

Energía pedirá a las empresas detallar “el alistamiento de medios físicos y humanos para afrontar las contingencias, a los fines de mitigar sus consecuencias”. Las distribuidoras del AMBA, Edenor y Edesur, deberán informar las Unidades Generadoras Móviles (UGEMS), que prevén instalar en sus zonas de operaciones.

Gazprom, acordó con China National Petroleum Corporation (CNPC) aumentar los despachos en diciembre, hasta alcanzar la capacidad diseñada del gasoducto de 38.000 millones de metros cúbicos (bcm) anuales.
Rusia está acelerando sus exportaciones de gas natural a China a través del gasoducto Power of Siberia,
Este aumento de los flujos de gas refleja el giro de Rusia hacia China, ya que Moscú trata de sustituir a los compradores europeos que perdió tras la invasión de Ucrania., señala Bloomberg
Según los cálculos de la agencia, Gazprom ya incrementó las entregas, enviando 20,8 bcm en los ocho primeros meses de 2024, acercándose al total de 22,7 bcm del año pasado.
Además del gasoducto Power of Siberia, Rusia está desarrollando un segundo gasoducto desde el Lejano Oriente, que se espera que añada 10.000 millones de metros cúbicos anuales para 2027.
Sin embargo, las negociaciones para el proyecto Power of Siberia 2, que podría elevar el total de las exportaciones rusas de gas a China a casi 100.000 millones de metros cúbicos anuales, se estancaron por desacuerdos sobre los precios.
Aunque China es el principal cliente energético de Rusia, Beijing se está replanteando su dependencia del gas ruso. Las preocupaciones geopolíticas, el riesgo de dependencia excesiva y el interés de China por diversificar sus fuentes de energía están impulsando esta reconsideración.

La producción de petróleo de agosto en Neuquén constituyó un nuevo récord histórico al alcanzar los 430.654 barriles diarios; en tanto que la producción de gas fue de 109,63 millones de metros cúbicos por día, siendo el mayor volumen registrado en la historia de toda la provincia.

La producción de petróleo en la provincia de Neuquén en agosto último llegó a los 430.654 barriles diarios en promedio, lo que constituye un nuevo récord histórico. Esto significa un crecimiento interanual del 31,36 por ciento y del 4,13 % con respecto a julio.

En tanto, la variación acumulada de estos 8 meses del año es 22,71 % superior en comparación con el mismo periodo de 2023, se informó.

De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, el incremento con relación a julio se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Bandurria Sur, La Amarga Chica, Loma Campana, La Calera y Mata Mora Norte.

Por otro lado, la producción promedio de gas en agosto fue de 109,63 millones de metros cúbicos por día, y es el mayor volumen registrado en la historia de toda la provincia.

Respecto a julio, el aumento fue de 0,47 % y en comparación con el mes de agosto del 2023, fue de 12,08 %. El acumulado en estos ocho meses fue positivo en 12,75 por ciento.

El incremento respecto a julio se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Rincón del Mangrullo, La Calera, Aguada de la Arena y Loma La Lata- Sierra Barrosa.

Cabe destacar que la extracción no convencional de petróleo representó en agosto el 94,12 % de la producción total de Neuquén, mientras que el 88,77 % de la producción de gas fue del mismo origen.

El presidente de YPF, Horacio Marín, no desmintió la versión según la cual la empresa malaya Petronas habría decidido no invertir en el proyecto conjunto de desarrollo de infraestructura para la producción de GNL en el país, con vistas a su exportación.

Se trata de un proyecto que demandaría una inversión no menor a los 30 mil millones de dólares y que sería beneficiada por el régimen de incentivos RIGI, impulsado por la Administración Milei.

No obstante, Petronas habría revisado su asociación con YPF por razones que restan precisar.

Sin decir ni sí, ni no, sobre la continuidad o no de Petronas, Marín afirmó en una entrevista periodística que “Hay mucho interés en el mundo sobre el proyecto Argentina LNG, soy optimista de que vamos a ser capaces de desarrollarlo”.

El proyecto comprendía el transporte del gas producido en Vaca Muerta (NQN) a través de tres gasoductos para su tratamiento y conversión a GNL, y su exportación por barcos a terceros países.

En los últimos meses el proyecto original fue modificado en cuanto a la traza de los ductos y el puerto de destino, que ya no sería el de Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires, sino uno a construir en Punta Colorada, en Río Negro.

El gobierno de Javier Milei impulsó el cambio de rumbo del proyecto en el contexto de fuertes diferencias que mantiene con el gobierno de Buenos Aires, que encabeza Axel Kicillof, que ha cuestionado el RIGI por considerarlo excesivo en su contenido (beneficios fiscales, cambiarios, legales) y su vigencia, de 30 años.

Marín y el Directorio de YPF, integrado con representantes del gobierno nacional, decidieron que Río Negro fuera el lugar de instalación de la planta, toda vez que el gobierno de Alberto Weretilneck aprobó rápidamente su adhesión al RIGI.

En las declaraciones que formuló Marin el viernes 20/9 el directivo describió que “En esta primera etapa (del proyecto), estamos trabajando sobre la ingeniería. Para mediados de noviembre tendríamos el valor de la ingeniería de detalle para los barcos licuefactores”.

“Para el desarrollo de esa ingeniería se necesitaría invertir unos 200 millones de dólares. En ese momento, Petronas tiene la opción de continuar o no con el proyecto. Hay que desdramatizar la situación, son decisiones empresarias”, consideró.

Y agregó “Yo no tengo información sobre cuál sería la decisión de Petronas. Es una de las mejores empresas de GNL del mundo y estamos trabajando muy bien con ellos”.

“Si Petronas no continua, YPF va a seguir adelante. Es un proyecto que tiene mucho interés. El proyecto no depende exclusivamente de Petronas. Pueden ingresar otras compañías”, consideró Marín.

El directivo, que en las últimas semanas salió a buscar potenciales compradores del futuro GNL, afirmó que “Hay mucho interés en el mundo por el proyecto Argentina LNG.

“Nosotros vinimos a YPF para acelerar este proyecto con el objetivo de que el país pueda exportar unos 15.000 millones de dólares en 2030, sólo de gas”. “El proyecto, como lo vemos nosotros, incluye a toda la industria local, y se están acercando empresas mundiales muy interesas (Super Majors)”, aseguró.

Marín, señaló además quie “Yo acabo de llegar de Houston, en donde se desarrolla la exposición más importante sobre la industria de gas, y puedo decir que nuestro proyecto está instalado a nivel mundial. Más de 50 reuniones mantuvimos en ese marco”.

“Hay consultoras internacionales que muestran que el proyecto Argentina LNG es más competitivo que otros proyectos que se puedan realizar en Estados Unidos, gracias al RIGI y a Vaca Muerta”.

Estados Unidos se ha convertido en fuerte exportador de GNL, por caso a Europa, luego de la destrucción explosiva del gasoducto Nordstream, con orígen en Rusia, en el contexto de la guerra con Ucrania.

Marín afirmó que “hay que trabajar para lograr el financiamiento. El proyecto se financia en el mercado, toman riesgo contra el proyecto cerrado”.

Y destacó que con su realización “Argentina se convertiría en el 5to. exportador del mundo, para abastecer al mercado de Asia, India y Europa. Estuve en la India, mantuve reuniones con siete CEO’s y con el ministro de Energía. El foco está puesto en venderle gas a la India y van a necesitar mucha energía para sostener su economía”. “Soy muy positivo en que vamos a hacer capaces de desarrollar el gas de Vaca Muerta”, remarcó.

Antes de esta novedad referida a Petronas, otras empresas productoras locales de gas en Vaca Muerta ya estaban estudiando la posibilidad de integrarse al proyecto encabezado por YPF. Pero si Petronas desiste de participar YPF deberá encontrar otra empresa equivalente para avanzar con su decisión de convertirse en jugadora del mercado internacional del GNL.

Total Austral S.A. (Sucursal Argentina), operador del consorcio CMA-1 junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A. y Pan American Energy anuncian la puesta en producción del primero de los tres pozos de Fénix.

Fénix es la sexta plataforma del consorcio en el Mar Austral Argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego y a partir de hoy (20.9.) aportará una mayor disponibilidad de gas natural para el país. El desarrollo gasífero costa afuera, con una inversión de 700 millones de dólares, inició su producción el 19 de septiembre, y luego de finalizar los restantes pozos aportará el equivalente al 8% de la producción argentina.

“La realización del proyecto Fénix representa un nuevo hito en la historia del consorcio CMA-1 y fue logrado gracias al apoyo y trabajo junto a las autoridades provinciales y nacionales”, sostuvo Catherine Remy Directora General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina. Además, añadió “Estamos muy orgullosos de haber logrado, en tiempo record y con excelente desempeño en materia de seguridad, poner en producción (20.9 este proyecto tan desafiante, que forma parte del desarrollo energético de la Argentina”

Las actividades en el Mar Austral Argentino se iniciaron en septiembre 2023, representando gran desafío logístico y operacional. El proyecto desarrollado en tres etapas incluyó:

1)la instalación de 36 kilómetros de gasoducto submarino para conectar la plataforma Fénixcon la plataforma Vega Pléyade, también operada por Total Austral, y así poder evacuar el gas producido;

2) la construcción e instalación de la plataforma de producción Fénix; 3) la
perforación de tres pozos horizontales, de los cuales el primero comienza actualmente su puesta en producción.

El fluido será enviado, a través de gasoductos marinos, y tratado en las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa, ambas pertenecientes al consorcio. Allí se acondicionará el gas para ser inyectado al Gasoducto San Martín y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país.

Fénix es uno de los proyectos con menor huella de carbono, estimado en menos de 10 kilogramos de CO2 equivalente por barril de petróleo equivalente.
El proyecto integra la concesión Cuenca Marina Austral CMA-1 operada por Total Austral, con una participación del 37,5%, junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A. (37,5%) y Pan American Energy (25%). De este modo Total Austral se convierte en el principal operador privado de gas natural de la Argentina con una producción operada de algo más del 30% del mercado.

Fénix en cifras

4 años de estudios, construcción, instalación, y perforación, completación y conexión.

Más de 700M USD de inversión.

Uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10
kgCO2e/boe).

70 metros de profundidad de agua en la zona de instalación.

Ubicado a 60 km de la costa.

Mas de 3.000 personas involucradas en el proyecto.

Sustitución de importaciones (el equivalente a 15 Barcos de GNL durante los meses de invierno). Sobre TotalEnergies

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 120 países que cuenta con más más de 100.000 colaboradores. En Argentina, a través de su filial Total Austral, desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con unos 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora de producción privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes

Naturgy, empresa líder en el sector energético argentino, marca un hito en transparencia y compromiso con la gestión sostenible al presentar simultáneamente los tres Informes de Sostenibilidad correspondientes a 2023 de Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.

Cabe destacar que Naturgy BAN celebra la vigésima edición de su Informe de Sostenibilidad. Desde 2004, hemos sido pioneros en el sector energético argentino en la rendición de cuentas ASG.

La elaboración del informe ha evolucionado constantemente para alinearse con los más altos estándares internacionales de reporting. Estos logros fueron reconocidos con varios premios como el Premio DIRCOMS 2023 y reconocimientos de BritCham Argentina y el Foro Ecuménico Social.

Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina, expresó: “Cumplir 20 años desarrollando el Informe de Sostenibilidad de Naturgy BAN es motivo de orgullo. Somos pioneros en la rendición de cuentas en el sector energético. Fortalecimos este compromiso año tras año porque la sostenibilidad es parte de nuestro ADN y seguiremos trabajando en esta senda”.

Acompañando este hito, Naturgy presenta la tercera edición del Informe de Sostenibilidad de Naturgy NOA y, por primera vez, el Informe de Sostenibilidad de Naturgy San Juan, demostrando el compromiso de la compañía por extender sus prácticas de transparencia y gestión sostenible a todas sus operaciones en Argentina.

Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina, enfatizó: “la elaboración de estos informes no sólo son un ejercicio de rendición de cuentas, sino una oportunidad para fortalecer el diálogo con nuestros grupos de interés. La sostenibilidad es un pilar fundamental en nuestra estrategia empresarial“.

Logros destacados

Naturgy BAN:

Integridad: 80.2% del personal capacitado en políticas y procedimientos de derechos humanos.

Acceso a la energía: fortalecimiento de la colaboración con Santander Consumer para ampliar el acceso a servicios financieros, permitiendo a clientes residenciales solventar costos de adecuación de instalaciones de gas.

Proveedores sostenibles: avances en el Programa Proveedores Sostenibles, incorporando tres pymes invitadas por Naturgy.

Foco en género: alianza con la Fundación Flor para empoderar mujeres emprendedoras y colaboración con Fundación Global para promover liderazgo femenino en el Barrio Padre Carlos Múgica.

Empresa familiarmente responsable: obtención de la certificación de empresa familiarmente responsable.

Naturgy NOA:

Integridad: 100% de empleados, incluyendo directivos, informados sobre políticas y procedimientos anticorrupción.

Seguridad y salud: capacitación a 514 responsables de empresas y municipios en Prevención de Daños, firmando 12 convenios de colaboración y avanzando con otros 8.

Reforestación: aporte de 1.000 árboles nativos para reforestar 40 hectáreas en el Parque Sierra de San Javier, Tucumán, capturando 1.880 toneladas de CO2 y preservando el equilibrio ecológico.

Taller de oficio para poblaciones indígenas: patrocinio de un taller de repostería para mujeres y jóvenes de la comunidad guaraní de Yacuy, Salta, con 39 adultas y 25 jóvenes participantes.

Clima laboral: fortalecimiento de la comunicación interna y evaluación del clima laboral mediante la herramienta HappyForce, reflejado en indicadores como el NPS.

Naturgy SJ:

Integridad: comunicación formal de la Política de Compliance a sindicatos e inclusión en todos los contratos de la empresa.

Seguridad y salud: respaldo de actividades con Políticas de Seguridad. Capacitación a 166 empleados en 39 sesiones de formación durante 2023.

Capacitaciones ambientales: elaboración de documento “Recomendaciones Generales y Beneficios para Consumos Residenciales” como parte del Programa de Uso Racional de la Energía, según Resolución EPRE N° 090/2016.

Clima laboral: celebración del Yellow Day con refrigerio y taller online sobre felicidad en el trabajo y herramientas personales para bienestar laboral. Participación de 100 asistentes.

Al expandir su alcance de reporting a todas sus operaciones en el país, la compañía reafirma su liderazgo en materia de transparencia y gestión sostenible en el sector energético, y también establece un nuevo estándar para la industria. Este triple compromiso con la rendición de cuentas refleja la visión integral de Naturgy hacia un futuro energético más limpio, eficiente y equitativo para toda la sociedad argentina.

Acerca de Naturgy

Es una compañía multinacional líder en el sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina, es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.

En agosto último la balanza comercial energética registró un superávit de 313 millones de dólares, lo que acumula 3.157 millones en los primeros 8 meses del año, destacó por X el Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo.

El mes pasado, además, las exportaciones crecieron un 8,9 % mientras que las importaciones cayeron un 29,4 por ciento, añadió.

“La balanza comercial energética sigue arrojando resultados positivos para el país. Para tomar dimensión de todo el trabajo realizado, miremos dónde estábamos en agosto de 2023”, graficó el funcionario, recordando que en el mismo período del año pasado la balanza registraba un saldo negativo que rondaba los 1.000 millones de dólares. En el último trimestre del año presentaba un resultado de casi equilibrio.

La UTE Techint-Sacde, a cargo de una parte de las obras de reversión del Gasoducto Norte, detalló y precisó aspectos referidos a un incidente ocurrido al realizar las pruebas técnicas contempladas durante el tendido de la cañería.

“Durante la ejecución de una de las pruebas hidráulicas de rutina en una tubería, en la planta de La Carlota, se produjo una falla en uno de los codos, al momento de someterlo a la presión de prueba según indica la norma”, se expresó.

“La línea involucrada compone una parte constructiva secundaria de las instalaciones asociadas al proyecto, que formará parte de una funcionalidad adicional de las obras. La misma tiene una fecha programada de entrega del 10 de diciembre de este año, y no está asociada ni compromete la habilitación para el ingreso de gas y transporte por el Gasoducto de Integración Federal, que ya se encuentra constructivamente garantizada y entregada”, puntualizó la UTE.

Y se describió que “Las pruebas hidráulicas son procesos seguros, que forman parte de la construcción de un ducto y que se realizan de manera controlada, justamente para garantizar la integridad de los materiales y detectar de manera anticipada a la operación posibles fallos”.

“Los estrictos procedimientos de seguridad aplicables a esos ensayos se verificaron en cumplimiento, por lo que no se encontraba personal en la cercanía del elemento que registró el fallo”, se indicó.

AES Argentina, empresa líder en generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, presentó su “Reporte de Sostenibilidad 2023”.

El reporte refleja el progreso de la compañía en su misión de construir un futuro más sostenible. Entre los puntos más destacados se encuentran los esfuerzos de AES Argentina por reducir su huella de carbono, promover prácticas laborales justas y seguras, y consolidar su papel como un agente clave en la transformación del sector energético.

“Martín Genesio; Presidente & CEO de AES Argentina, expresó que “Nuestro viaje hacia la sostenibilidad ha sido un proceso constante de aprendizaje y evolución. Desde la reducción de nuestras emisiones hasta la implementación de prácticas laborales que priorizan la seguridad y el bienestar de nuestros colaboradores, cada acción nos acerca a nuestro objetivo de contribuir de manera significativa al desarrollo sostenible del país”.

Como una de las principales generadoras de energía eléctrica en Argentina, AES reconoce su rol esencial en la transición hacia un futuro energético más limpio y eficiente. La empresa reafirma su compromiso de alcanzar operaciones con cero emisiones de CO2 para 2050, cumpliendo con los más altos estándares de calidad y eficiencia, sin perder de vista la seguridad de sus colaboradores y de las comunidades donde opera.

El reporte está disponible en el sitio web oficial de AES Argentina: www1.aesargentina.com.ar/sites/aesargentina/files/2024-09/AES-Argentina-Sustainability-Report-2023-ESP.pdf

Acerca de AES Argentina

La empresa está presente en el país desde 1993 y es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional. Para llevar adelante sus actividades, opera 10 plantas de generación ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

En 2020, la empresa inauguró dos parques eólicos de última generación que ya están entregando energía verde, limpia y eficiente al sistema. El primero, Vientos Bonaerenses (ubicado en Tres Picos, Bs. As.) y el segundo; Vientos Neuquinos, siendo este el primero, y por ahora único, parque eólico de la provincia de Neuquén.

Las centrales generadoras que AES opera en el país son: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos.

La Secretaría de Energía dispuso, a través de las resoluciones 265 y 266/2024, publicadas en el Boletín Oficial, nuevos precios para los biocombustibles que se utilizan para su mezcla proporcional obligatoria con naftas y gasoils para su venta en el mercado local.

Mediante la Resolución 265/2024, Energía fijó en $ 657,416 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, en dicha resolución se fijó en $ 602,545 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo la misma Ley, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, establece la R-265, firmada por Eduardo Rodriguez Chirillo.

Por otra parte, Energía dispuso a través de la resolución 266/2024 un nuevo precio de $ 984.865 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla con gasoil en el marco de la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, se indicó.

La Fundación YPF organizó el 11° encuentro anual del programa de becas con la participación de más de 300 becarios, estudiantes de carreras vinculadas a la energía de todo el país. Durante las tres jornadas del encuentro, los becarios recorrieron el yacimiento de Loma Campana y otras instalaciones de YPF en Neuquén.

Gustavo Schiappacasse, director ejecutivo de Fundación YPF, sostuvo que “los becarios tuvieron una experiencia única de aprendizaje y acercamiento a la industria energética. Conocieron Vaca Muerta y cómo es la operación en el campo así como en los yacimientos digitales”. Y agregó “nuestro compromiso es potenciar su formación para que en el futuro sean los protagonistas del desarrollo energético del país”.

La ministra de educación provincial, Soledad Martínez, destacó que “compartimos con la Fundación YPF la mirada de que hay acompañar al mérito, a la capacidad y el esfuerzo de los jóvenes, con oportunidades en las distintas etapas de la formación”. Y agregó que celebra la participación de “tantas becarias que se ponen el casco y están dispuestas a desafiar esos escenarios históricamente pensados para varones”.

Estuvieron presentes en el evento de cierre el Vicepresidente de Relaciones Institucionales, y Presidente de Fundación YPF, Guillermo Garat; y los Vicepresidentes de Downstream y de Operaciones Oeste, Mauricio Martín y Juan Manuel Ardito.

Durante diez días previos al encuentro se realizó el Ideatón, un concurso en el que los becarios crearon soluciones para resolver desafíos de la industria energética. Con la guía de sus mentores, diseñaron proyectos tecnológicos innovadores y aplicables en las áreas de trabajo del Upstream convencional y no convencional, Downstream, energías renovables, litio e hidrógeno.

El equipo ganador de este año presentó un proyecto que propone un proceso de destilación al vacío para transformar los residuos de cutting de los yacimientos no convencionales de Añelo en tres recursos valiosos: gasoil, agua y sólidos limpios.

El programa de becas de Fundación YPF acerca a los estudiantes a la industria energética a través de diversas actividades de formación y de los encuentros anuales, en los que conocen los lugares de producción más emblemáticos de YPF. Este año recorrieron el yacimiento Loma Campana, los centros de monitoreo de la producción y participaron de charlas formativas para su futuro como profesionales.

Acerca del programa de Becas

Son 313 becarios y becarias de carreras vinculadas a la energía (Ingenierías, Física, Química, ciencias de la Tierra y del Ambiente) de universidades públicas. 60 % son mujeres debido a los criterios de equidad de género y disciplinas (carreras que no son tradicionalmente elegidas por mujeres) que se aplican en la selección.

Cada estudiante cuenta con un mentor, profesional de YPF de su misma disciplina, que lo guía durante toda la carrera y lo vincula a la industria energética.

El 96 % de los becarios es 1ra generación de estudiante universitario en su familia. El objetivo de las becas de Fundación YPF es contribuir a garantizar condiciones igualitarias de acceso a la educación universitaria y por eso prioriza su otorgamiento a jóvenes en condiciones socioeconómicas desfavorables.

TotalEnergies firmò un contrato con la compañía turcal Botas para suministrarle 1,1 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) durante un periodo de diez años.

El acuerdo, que prevé el inicio de esos suministros en 2027, viene a “reforzar de forma duradera” la presencia del grupo francés en el mercado del GNL en Turquía, destacó TotalEnergies en un comunicado.

Para el director de ese negocio, Gregory Joffroy, permitirá a su empresa “garantizar ventas a largo plazo y reducir (la) exposición a las fluctuaciones de los precios del gas en el mercado al contado”.

YPF firmó un acuerdo por la cesión de las áreas que conforman el cluster Neuquén Sur con la empresa Bentia Energy, compuesto por los Bloques Al Norte de la Dorsal, Octógono Fiscal y Dadin.

De esta manera, la compañía firmó un total de 9 acuerdos en el marco del Proyecto Andes que comprenden 25 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Rio Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut.

Al igual que hizo con los acuerdos anteriores, este se elevará a los gobiernos provinciales quienes deberán validar el proceso de cesión definitivo de las áreas, comunicó la compañía.

Los empresarios expendedores de combustibles nucleados en la cámara CECHA marcaron su posición contraria respecto al cobro de la Tasa Vial por parte de algunos municipios, sumándola al precio final de las naftas y gasoils.

En un comunicado expresaron que “Desde CECHA venimos bregando desde hace mucho tiempo, ante el Gobierno y los distintos actores del sistema, por el dictado de normas que permitan liberar a nuestros clientes de las mentadas “tasas viales”, impuestas por varios municipios del conurbano bonaerense y de varias ciudades del interior del país”.

Que en ese contexto, el dictado de la resolución de la Secretaría de Comercio 267 y ahora la Resolución 259 por parte de la Secretaría de Energía, resultan por demás auspiciosas y cuentan con el pleno y total acompañamiento de todo el sector de expendio de combustibles, expresó la entidad.

“Nuestro compromiso, más allá de cualquier tecnicismo legal, se dirige a liberar a los vecinos de las comunas afectadas de esta carga, que fue distorsionada en perjuicio de los vecinos y que nos coloca como agentes de retención a través de los surtidores”, añade CECHA.

Los expendedores advirtieron que “procederemos en forma inmediata a realizar cuanto acto esté a nuestro alcance para que dichas resoluciones se encuentren operativas a la brevedad y que en todo caso, los municipios utilicen sus propias facturas para el pago de servicios, como mecanismo natural para percibir las mentadas tasas”.

La compañía Pampa Energía puso en marcha el “Parque Eólico Pampa Energía VI” en el sudeste de la provincia de Buenos Aires, que cuenta con una potencia instalada de 140 MW, equivalentes al consumo aproximado de 200 mil hogares. Su construcción demandó una inversión de 260 millones de dólares.  

La Inauguración contó con la presencia del secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, Federico Susbielles, intendente de la ciudad de Bahía Blanca, funcionarios provinciales, municipales y autoridades de empresas.

Este es el quinto parque que construye Pampa en el sudeste de la provincia de Buenos Aires desde 2018. Le permitirá alcanzar los 427 MW de generación eólica y consolidarse como una de las empresas líderes del sector.

El Parque Eólico Pampa Energía VI (PEPE VI) está compuesto por 31 aerogeneradores y es el primero en el país en estar conectado a una línea de 500 kV. Para su puesta en marcha fue necesario la construcción una estación transformadora y línea de extra alta tensión de 8 kilómetros.

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, dijo que “El crecimiento de la energía renovable es un claro ejemplo de que cuando hay políticas de Estado que se respetan a lo largo de los años, independientemente de los cambios de gobierno, el sector privado responde con inversiones de miles de millones de dólares”. “Estos proyectos generan importantes ahorros de divisas para el país porque en lugar de importar combustible para generar energía, que son más caros y muy contaminantes, usamos inteligentemente nuestros recursos naturales, en este caso el viento” agregó.

Además, afirmó que “El gobierno nacional está consolidando, después de muchos años, una política de déficit fiscal cero. Sabemos que los argentinos están haciendo un enorme esfuerzo, especialmente los más vulnerables. Cómo empresarios tenemos el deber de acompañar ese esfuerzo, continuando y acelerando nuestras inversiones en el país, generando más actividad y más empleo”.

Pampa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5472 MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos. Además, según datos de CAMMESA, es la empresa privada que más energía genera desde 2018, con un aporte equivalente al 15 por ciento del total de la energía que se produce en la Argentina.
Los parques eólicos de Pampa:

En la actualidad opera cuatro parques en el sudeste de la provincia de Buenos Aires: PEPE II y PEPE III, ambos de 53 MW, y PEPE IV y PEPE VI de 81 MW y 140 MW respectivamente. Además, posee el Parque Eólico Arauco II de 100 MW en la provincia de La Rioja.

En el marco de las obras en curso para la reversión del Gasoducto Norte se concretó lo que la empresa ENARSA destacó como un “nuevo hito, importante y crítico”, en alusión al cruce del Río Tercero (Córdoba), al tiempo que estimó que la realización del proyecto completo permitirá transportar, “a partir de marzo de 2025, un total de 19 millones de metros cúbicos diarios de gas desde el sur de nuestro país, a las provincias del norte”.

La Reversión del Gasoducto Norte se proyectó para sustituir el gas importado desde Bolivia (cuyas reservas han mermado) con gas proveniente de la formación Vaca Muerta, en Neuquén, y así abastecer a hogares e industrias de Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán, con gas nacional.

Por estos días, el gasoducto de 36 pulgadas de diámetro La Carlota – Tío Pujio (122.8 kilómetros de extensión), y el loop entre Tio Pujio y Ferreira se encuentran próximos a concluirse, se indicó.

“Los equipos de trabajo concretaron un hito importante y crítico para la realización del proyecto como lo es el cruce del Río Tercero. En los últimos días se logró atravesar el río mediante la colocación de una columna de 650 metros de longitud”, se describió.

“En tiempo récord y de manera continua, Energía Argentina S.A. avanza con el proceso de reversión del Gasoducto Norte, que cuenta con financiamiento de la CAF (Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe) -gestionado durante la administración anterior-, y comprende también la reversión de 4 plantas compresoras para transportar, a partir de marzo 2025, un total de 19 MMm3/día de gas”, se indicó.

Un comunicado de la empresa -que el gobierno proyecta privatizar- señala que “Para que esto sea posible, desde el inicio de la gestión actual, Energía Argentina S.A se enfocó a resolver la situación general del suministro de gas al Norte del país, que se encontraba con el proyecto aún sin iniciar y con el inminente fin del contrato del suministro de Bolivia, al 31 de julio de 2024”.

“Los trabajos se centralizaron en relicitar la obra que la administración anterior había dejado sin adjudicar, con errores en el proceso licitatorio. Una vez adjudicada la obra, se trabajó con el objetivo de cumplir los plazos y los tiempos contractuales establecidos. Para ello, la empresa realizó un seguimiento permanente de la situación y del cumplimiento de los contratistas en los plazos fijados buscando mitigar las situaciones que normalmente se presentan en este tipo de obras”, describió la nueva conducción de ENARSA.

“Así las cosas, en tiempo récord y de manera continua, Energía Argentina S.A. avanza con el proceso de reversión del Gasoducto Norte”, se indicó.

Contexto, Licitación y Obras

El abasto de gas desde Bolivia decae fuertemente desde el año 2022, lo que dió lugar a nuevas adendas al contrato de suministro, que caduca este año.

En agosto de 2023 se inicia el proceso de Reversión de Gasoducto Norte con el llamado a licitación. El costo del proyecto se presupuesta en 713 MM de dólares más IVA y se negocia un financiamiento con la CAF por U$S 520 MM, y un adicional de U$S 172 MM con CAMMESA. El IVA no se define, por lo que lo debe financiar ENARSA. Se licita particionado en renglones.

Licitación Pública 02/2023 Reversión Gasoducto Norte. Autorización llamado: 24/08/2023. Publicación Pliego: 25/08/2023.

Apertura Sobre 1- Técnico: 29/09/2023 (BTU, PUMPCO, TECHINT-SACDE). Preselección de ofertas: 25/10/2023 (eliminado PUMCO). Apertura Sobre 2 Renglón 1: 25/10/2023 (BTU, TECHINT-SACDE).

Los precios recibidos presentan 70 % por encima del presupuesto oficial. Ante el inminente cambio de Administración Nacional, ENARSA no toma decisión en ningún sentido.

El 16 de diciembre se publica el DNU 55/23 que declara la emergencia del sector energético nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.

Ante el fin del contrato firme con YPFB el 31 de julio del 2024, es urgente lograr el abastecimiento del gas al norte del país.

El 26 de diciembre se nombra nuevo directorio de ENARSA. Enfocado en resolver la situación general del suministro de gas del Norte del país, aún sin proyecto y con el fin de suministro establecido para julio resuelve avanzar con el proyecto de Reversión de Gasoducto Norte.

Se desestima la oferta del reglón 1 por inconveniente, instruyéndose a una nueva licitación. También se instruye a la apertura del renglón 2 que corresponde a un tramo de 50 kilómetros del gasoducto de 36 pulgadas de La Carlota –Tio Pujio y apertura del renglón 3 que corresponde a otro tramo de 50 kilómetros del gasoducto.

En abril del 2024 los presidentes de Argentina y Bolivia firman una declaración conjunta y acuerdan bajar el volumen del contrato a 14 MMm3/día y el cese de derechos y obligaciones antes del año 2025. Implicando el fin del suministro en octubre de 2024.

El 3 de enero resulta adjudicado el renglón 2 a la UTE Techint – Sacde con mejor precio y dentro de parámetros aceptables. Mientras que el 15 de enero se adjudica el renglón 3, resultando nuevamente adjudicada Techint – Sacde.

Se reformula la licitación pública internacional con plazos abreviados, que es requisito de la CAF, separando el antiguo reglón 1 en las tres partes que la conforman: gasoducto de 36 pulgadas de 22.8 Km (forma parte de la terminación del tramo La Carlota – Tío Pujio); gasoducto loop de 30 pulgadas Tío Pujio Ferreira, y reversión de 4 plantas compresoras. Se convoca nuevamente a licitación.

En abril, BTU resulta adjudicado para la construcción del tramo restante de 22.8 kilómetros del gasoducto, así como para los 62 kilómetros del loop Tío Pujio – Ferreira. Por su parte, la construcción de la reversión de las plantas compresoras: Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra resulta adjudicada ESUCO.

ENARSA establece un acuerdo para prolongar el abastecimiento de YPFB para los meses de agosto y septiembre, instrumentando un call (sin obligación de tomar si no fuese necesario, convirtiéndose en un seguro ante la falta de gas). Este acuerdo, plasmado en Adenda IX, entró en aplicación el 1° de agosto 2024.

Estado de situación de las obras

Al mes de agosto la ejecución de la obra correspondiente a la UTE Techint-SACDE se encuentra en plazo y de concretarse el ritmo estimado se dará cumplimiento a los plazos previstos para su funcionamiento.

La obra asignada al contratista BTU, la cual desde el punto de vista de la ingeniería es la que presentó mayores desafíos porque debían ejecutar varios cruces especiales, se encuentra en etapas finales.

Desde el inicio, se trabajó de manera conjunta y desde ENARSA se concretaron tareas de mitigación y trabajos en paralelo con turnos adicionales por parte de los Contratistas para cumplir con los plazos exigentes que presenta el contrato y que tiene como objetivo poner en servicio el gasoducto en Reversión Norte durante el mes de septiembre u octubre en sus tres tramos.

El gasoducto, en esta primera etapa, permitirá reemplazar el suministro de gas de Bolivia en hasta 5 MMm3/día y en una segunda etapa que estará disponible en marzo de 2025 permitirá aumentar la capacidad de transporte en 9 MMm3/día, llevando la reversión total al norte argentino a 19 MMm3/día.

Arpel (la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe) emitió un documento luego de deliberar acerca de “Transiciones Energéticas Justas” en la región.

Al respecto la entidad sostuvo que “Hablar de una transición energética justa para la región implica reconocer la urgencia de promover iniciativas para mitigar el cambio climático dentro de una trayectoria que considere los impactos sociales y económicos en comunidades en vías de desarrollo, con un alto porcentaje de desempleo, desigualdad y pobreza energética”. El documento fue elaborado por profesionales de TGN, Petrobras, EP Petroecuador, OCP Ecuador, S&P Global, Pan American Energy, Petroperú, Staatsolie y Geopark.

Los propios co-autores del White Paper fueron quienes expusieron los mensajes clave y las principales conclusiones durante un webinar de lanzamiento realizado a comienzos de setiembre, en el que dieron a conocer el consenso de las empresas socias de Arpel acerca del significado que tiene el aspecto de justicia para el sector en nuestra región.

“Nuestro objetivo es abrir el diálogo sobre este tema, sus desafíos y oportunidades, y construir caminos de desarrollo de la región en un entorno de negocios competitivo”, expresaron los autores.

“Comprendemos la complejidad de las transiciones energéticas y somos conscientes de que requieren una transformación del mundo real que afecta a todas las comunidades y naciones”, sostienen. Y agregan que: “Debemos respetar el legítimo derecho de las naciones en desarrollo a utilizar sus recursos de hidrocarburos de manera responsable, mientras trabajan en sus prioridades de desarrollo social y económico”.

El webinar de lanzamiento contó con la participación de Claudio Moreno, Jefe de Responsabilidad Social de TGN; Patricia Marques, Especialista en Cambio Climático de Petrobras; Lorena Bracho, Coordinadora de Eficiencia Energética de EP Petroecuador; Hugo Cuenca, Especialista del Sistema de Gestión Energética de OCP Ecuador, y Rodrigo Vaz, Director de Upstream de S&P Global. La moderación estuvo a cargo de Josefina Ibarra, Líder de Asuntos Públicos de YPF.

PAPEL DEL GAS NATURAL EN LA REGIÓN

Al ver la proyección de demanda de energía y crecimiento de la población al 2050, América Latina y el Caribe necesitan un aumento en el suministro de energía segura, asequible y preferentemente limpia, para permitir su creciente industrialización y satisfacer las necesidades básicas de su creciente población.

En cuanto al peso de la región en las emisiones globales de Gases de Efecto Invernadero (8,1 %), es proporcional a lo que representa su población en el total mundial (8,4 %), se destacó.

Sobre este punto, los autores sostienen que la región está dotada de un gran potencial de recursos energéticos renovables; en la actualidad, estos representan el 33 % del suministro total de energía de la región, frente al 13 % a nivel mundial.

En el documento se expresa que el gas natural puede complementar la introducción de nuevas energías en el camino de reducción de las emisiones de GEI.

“Nuestra región cuenta con esta fuente de energía en abundancia, representando una gran oportunidad en su utilización con tecnologías adecuadas y altos estándares operativos, como fuente de energía para la industria, el transporte y un complemento muy confiable para una matriz energética con un alto porcentaje de renovables”, señala Arpel.

“Si a las energías renovables existentes le sumamos el potencial del gas natural de la región, se llega al 86 % de la energía disponible, aportando significativamente al proceso de transición y siendo la energía que compense la intermitencia de las renovables y reemplace una parte de las energías convencionales”, dijo Hugo Cuenca de OCP Ecuador.

En línea con el desarrollo del gas natural en la región, Claudio Moreno de TGN de Argentina hizo referencia al proyecto público-privado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, (construído en su Etapa 1, restando la Etapa 2) el cual permitirá transportar el gas natural extraído en Vaca Muerta, reservorio que además va a generar la posibilidad de proveer GNL al mundo.

DESCARBONIZACIÓN Y DIVERSIFICACIÓN DEL SECTOR DE PETRÓLEO Y GAS

En relación a las energías renovables, América Latina tiene el potencial de aumentar su capacidad de energía solar y eólica a escala comercial en más de un 460 % para 2030 si los 319 gigavatios (GW) de nuevos proyectos potenciales en la región entran en funcionamiento, según un informe de Global Energy Monitor de 2023.

“Aunque históricamente las empresas de petróleo y gas han estado vinculadas a combustibles fósiles, muchas de estas empresas están comenzando a diversificar sus actividades hacia fuentes de energía renovable, tecnologías de captura de carbono y eficiencia energética. Su capacidad para invertir en investigación y desarrollo, junto con su infraestructura global, permiten liderar iniciativas que promuevan un suministro de energía más sostenible”, dijo Lorena Bracho de EP Petroecuador.

El documento expresa que las transiciones energéticas pueden crear más de 1 millón de nuevos puestos de trabajo en suministro de energía al 2030, especialmente en el sector eléctrico y en la minería y el procesamiento de minerales críticos, así como en los sectores de petróleo y gas a medida que la región aumente su producción.

Asimismo se destaca que si bien la transición energética presenta oportunidades para la creación de empleo en sectores de energías más limpias, también requiere un cambio en las capacidades de la fuerza laboral que debe evolucionar de forma integrada con otros dos frentes de trabajo: el desarrollo tecnológico y el desarrollo de proveedores.

Patricia Marques, de Petrobras, destacó la revisión de la política de responsabilidad social de la compañía a la luz de la transición justa, contemplando el objetivo de promover la reducción de la pobreza energética y favorecer el desarrollo sostenible. “Con un principio de atención total a las personas, incluye lineamientos para el diálogo inclusivo y las relaciones responsables con las comunidades afectadas por nuestro negocio”, detalló.

Por su parte, Rodrigo Vaz de S&P Global destacó la necesidad de una colaboración estrecha entre gobiernos, comunidades y el sector privado para lograr una transición energética justa. Citó como ejemplo la implementación de marcos regulatorios claros que fomenten la inversión en energías bajas en carbono, como es el caso de Brasil con el almacenamiento de carbono, el hidrógeno verde y la eólica offshore.

Desde el punto de vista del sector privado, Vaz señaló que hay empresas listas para invertir en energías limpias pero que, sin embargo, aún enfrentan muchos desafíos en el acceso al financiamiento y en temas de licenciamiento ambiental.

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, expresó que “estamos dejando atrás un modelo para el sector que fracasó por tres razones:

1) No hubo inversiones en el sector, especialmente, en el eléctrico (generación, transporte y distribución) y se opera el sistema en condiciones técnicamente vulnerables;
2) Los mercados han perdido todas las señales de precios y su competitividad;
3) El Estado ha agotado los recursos económicos para seguir financiando el modelo.

“Con el nuevo modelo implementado, iniciamos un proceso de recuperación y crecimiento del sector energético con el objetivo de que se convierta en pilar fundamental del crecimiento de otros sectores de la economía que necesitan de la energía para desarrollarse”, señaló Chirillo a través de X.

Acerca entonces del denominado “Nuevo Modelo 2024-2028”, el funcionario describió que comprende objetivos de:

“Un Sistema de autosuficiencia económica-financiera; Tarifas que cubran el costo del suministro; Subsidios focalizados; Un modelo exportador de los recursos energéticos; Un esquema de inversión privada; y un cambio en el rol de CAMMESA, que deja de celebrar contratos con compradores de la energía, y deja de comprar combustible para generar”.

“Este nuevo modelo viene a reemplazar el vigente entre 2002 y 2023”, puntualizó Chirillo, aludiendo a cuestiones tales como:

“El gasto público contínuo a través de subsidios a la oferta y la demanda; Tarifas deprimidas que no reflejaban el costo del abastecimiento; Subsidios elevados y generalizados; Un esquema de inversión pública; y que priorizaba el autoabastecimiento interno, con un esquema de comprador único Estado-Cammesa”.

“Vamos camino a la autosustentabilidad del sistema, la normalización de los mercados de energía, y hacia un esquema de inversión privada”, puntualizó Rodriguez Chirillo.

La petrolera china CNOOC Ltd. anunció un hallazgo de gas en rocas carbonatadas de aguas ultraprofundas frente a las costas chinas» tras perforar casi 3.000 metros ( de profundidad en la cuenca de la desembocadura del río Perla.

Las pruebas del pozo Liwan 4-1 arrojaron una tasa de producción de 430.000 metros cúbicos (15,2 millones de pies cúbicos) al día de gas natural de flujo abierto absoluto, según informó en un comunicado CNOOC Ltd.

El pozo se encuentra a una profundidad de casi 1.640 metros en la fosa de Baiyun, la mayor fosa de hidrocarburos de la cuenca de Pearl River Mouth. Liwan 4-1 se encuentra a unos 300 kilómetros al sureste de la ciudad de Shenzhen.La profundidad total era de casi 4.400 metros. Según la empresa de exploración y producción de petróleo y gas, en la sección horizontal se observó una zona de gas útil de unos 650 metros.

El mes pasado, las autoridades chinas confirmaron que el yacimiento Lingshui 36-1 contiene más de 100.000 millones de metros cúbicos (3,5 billones de pies cúbicos) de gas natural.
“Se trata del primer yacimiento de gas ultraprofundo de gran tamaño en aguas ultraprofundas del mundo, lo que abre una nueva área de exploración”, declaró CNOOC Ltd. en un comunicado de prensa el 7 de agosto”Tras las pruebas, Lingshui 36-1 demostró producir más de 10 millones de metros cúbicos (353,1 millones de pies cúbicos) al día de gas de flujo abierto absoluto, según el comunicado.

El yacimiento se encuentra en la parte sur de la cuenca central de Qiongdongnan, a una profundidad media de 1.500 metros. Lingshui 36-1 está enterrado a 210 metros de profundidad, “lo que lo convierte en un típico yacimiento de gas ultraprofundo en aguas ultrabajas”, declaró CNOOC Ltd..

Con las nuevas reservas, el gas probado en el Mar de China Meridional supera ya el billón de metros cúbicos (35,3 billones de pies cúbicos), según la empresa

“Gracias a la prospección continuada, el volumen in situ probado del yacimiento Kaiping Sur ha alcanzado los 102 millones de toneladas equivalentes de petróleo“.

CNOOC Ltd. espera alcanzar una producción máxima de aproximadamente 9.900 barriles equivalentes de petróleo al día en 2026 en el proyecto, que cuenta con 43 pozos de desarrollo, 28 de ellos de producción. Las instalaciones de producción incluyen una nueva plataforma de cabeza de pozo y una terminal de procesamiento de petróleo y gas.

Autoridades de la Administración Portuaria de Puerto Madryn recibieron a directivos de la compañía Goldwind y empresas que estarán a cargo de la logística de los nuevos equipos a instalar para la ampliación del parque eólico de ALUAR en la provincia del Chubut.

El titular de la Administración Portuaria de Puerto Madryn, Diego Pérez; junto al director Comercial, Héctor Ricciardolo; el director Operativo, Martín Liendo, y el asesor comercial, Marcos Grosso; mantuvieron una reunión con directivos de la compañía de aerogeneradores Goldwind y las empresas que estarán a cargo de la logística en tierra de estas cargas.

La ampliación, denominada La Flecha, corresponde a la quinta etapa del proyecto de Aluar e incluirá la llegada de componentes de 56 aerogeneradores, cada uno con una potencia de 6 MW, palas de 165 metros de diámetro y una altura de buje de 100 metros. Esta fase también contempla la instalación de una nueva estación transformadora y una línea de alta tensión de 132 kV.

Se estima que el arribo de estos aerogeneradores comenzará en los primeros días de diciembre y se extenderá durante el primer trimestre de 2025, con el inicio del despacho de partes a campo previsto para febrero del año próximo.

Una vez finalizado en 2026, el parque La Flecha ocupará una superficie de 200 kilómetros cuadrados, con una potencia instalada de 582 MW, suficiente para abastecer el consumo de 600.000 hogares.

Desde el gobierno que encabeza Ignacio Torres se destacó que “esta ampliación del parque eólico refuerza el compromiso de la Administración provincial con el desarrollo de energías renovables y el crecimiento económico sostenible. Potencia la infraestructura energética de la región”, se indicó.

La compañía de energía tgs fue distinguida con el máximo galardón en los Premios Fortuna 2024 a las Mayores y Mejores Empresas del país.

El crecimiento y el desarrollo que tgs viene llevando a cabo en los últimos años, le otorga no solo un posicionamiento como una compañía de energía líder en el sector del Oil & Gas, sino que le genera reconocimientos por parte de otros sectores empresariales de nuestro país.

Luego de recibir el premio de manos de Jorge Fontevecchia, director del Grupo Perfil, el CEO de tgs, el ingeniero Oscar Sardi, manifestó: “En especial, quiero destacar el compromiso de nuestros accionistas controlantes, Pampa Energía y familia Sielecki, de continuar invirtiendo y creciendo en el sector energético de nuestro país, permitiendo a tgs transformar su negocio fundacional de transporte de gas natural por gasoductos hasta consolidarse como líder en la prestación de servicios a lo largo de toda la cadena de valor del gas natural”.

Y agregó: “Recibir este importante reconocimiento es motivo de orgullo para quienes formamos parte de tgs y refleja el esfuerzo y compromiso de las 1.100 personas que trabajan para contribuir al desarrollo de nuestro país”.

Cabe destacar que la compañía lleva invertidos 800 millones de dólares en Vaca Muerta desde el año 2018 y tiene proyectos para continuar ampliando su portfolio de servicios midstream a nivel nacional.

El premio que otorga la Revista Fortuna reconoce anualmente a empresas nacionales de los sectores alimenticio, eléctrico, petrolero, telecomunicaciones, de la industria automotriz, y bancos. La elección de las compañías surge de la evaluación que realizó Aurum Valores, el agente de bolsa que acompañó a la revista en el análisis de los finalmente premiados.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, sostuvo que “No podemos desaprovechar esta gran oportunidad; sería el mayor fracaso de la historia si esta generación no se pone de acuerdo en cómo poner de pie a nuestro país de la mano de la industria.

Figueroa expuso ante empresarios de energía durante un encuentro celebratorio del 110 aniversario de Shell en Argentina, y en una charla-entrevista que mantuvo con Germán Burmeister, presidente de la compañía para Argentina, Uruguay y Chile, defendió el federalismo y seguir trabajando en forma articulada con todos los sectores para mejorar la situación de la población en la provincia, diversificando la economía y producción de Neuquén, y generar mejores condiciones para el país.

“Cómo en una provincia rica tenemos mas de 40 por ciento de la gente en situacion de pobreza ?, interrogó, y consideró que para sanear esta situación “tenemos que trabajar muchos actores sentados en una mesa para lograr la sustentabilidad social en la provincia”. Aludió a las empresas operadoras, a los gremios, a sectores ligados a otras actividades de la producción y servicios.

El gobernador resaltó el acompañamiento del sector privado en el desarrollo de la industria en la provincia, y que para ello es fundamental tener seguridad jurídica y “reglas de juego claras” como una de las principales herramientas. “Nosotros somos una provincia que respeta y defiende mucho el federalismo, y dentro de esa defensa del federalismo es fundamental respetar las reglas de juego; pero vamos a ser los primeros en alzar la voz si nos cambian las reglas de juego”.

Explicó que espera la pronta reglamentación de la Ley de Hidrocarburos antes de adherir al RIGI. “Nosotros no hemos adherido aún. Estamos esperando la reglamentación de la ley (recientemente reformulada) para saber en detalle las reglas de juego nuevas que se imponen”, manifestó.

“La provincia de Neuquén participó activamente en la elaboración de la nueva Ley , y más del 75 % de su contenido fue consensuado por nuestros equipos técnicos. Pero nosotros no hemos adherido aún al RIGI porque para hacerlo estamos esperando la reglamentación de la ley de Hidrocarburos (reformulada) y saber en detalle las reglas de juego nuevas que se imponen”, manifestó.

Figueroa cuestionó aspectos del paquete fiscal, especialmente “el alcance del impuesto a las Ganancias, que ha sido un perder-perder para la Patagonia”.

“En esto también juega el cepo. Primero, con cepo no queda otro camino para las empresas que reinvertir”, explicó el mandatario. “Después, si la industria anda, nos va a permitir a nosotros generar moneda, va a reservas, nos va a permitir equilibrar la balanza de pagos y esto va a permitir también eliminar el cepo más rápidamente”, añadió.

El gobernador indicó además a los representantes de las empresas: “Vamos a enviar una ley provincial que es Invierta en Neuquén, donde vamos a promocionar las distintas actividades que se pueda llegar a tener dentro de la provincia”.

“No solo en la industria hidrocarburífera y de energías como la eólica, geotérmica, hidroeléctrica y solar; sino también para el desarrollo del turismo, agroturismo, el procesamiento de datos, la inteligencia artificial y con la posibilidad de invertir en distintos lugares de la provincia, con las ventajas comparativas y la seguridad energética que está brindando en sí la provincia de Neuquén”, describió.

La Secretaría de Industria y Comercio del ministerio de Economía resolvió que la información relacionada con los conceptos contenidos en los comprobantes (facturas) emitidos por los proveedores de bienes y servicios (como son el gas, la electricidad y el agua) en el marco de las relaciones de consumo (Ley 24.240 ) y sus modificatorias, deberán referirse “en forma única y exclusiva al bien o servicio contratado específicamente por el consumidor y suministrado por el proveedor, no pudiendo contener sumas o conceptos ajenos a dicho bien o servicio”.

La resolución 267/2024 publicada en el Boletín Oficial, señala que “el incumplimiento a lo establecido en la presente resolución será pasible de ser sancionado conforme el régimen de penalidades previsto en la Ley 24.240 y sus modificatorias, y normas reglamentarias.

La medida entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial y tendrá un plazo de adecuación de TREINTA (30) días, señala la Resolución firmada por Pablo Lavigne.
En los considerandos de la medida se argumenta que “el Artículo 25 de la Ley 24.240 y sus modificatorias establece que las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios deberán colocar en toda facturación que se extienda al usuario su derecho a reclamar una indemnización si le son facturadas sumas o conceptos indebidos.

Y agrega que “con el transcurso del tiempo se ha ido transformando en una práctica generalizada, para una gran cantidad de proveedores en el mercado, la inclusión y facturación, dentro de la documentación comercial emitida a los consumidores por el suministro de bienes y servicios, conceptos ajenos a aquellos contratado por el consumidor”.

“La práctica descripta configura no sólo una violación al deber de brindar un trato digno a los consumidores, sino que importa también una clara violación a la libertad de elección del consumidor, garantías que ostentan rango constitucional en nuestro ordenamiento jurídico”.

El Viceministro Coordinador de Economía y Energía, Daniel González, aseveró que “gran parte del déficit fiscal tiene que ver con los subsidios” (por caso a la energía), y en tal sentido consideró “impresionante como la gente viene apoyando” la política de reducción de esos subsidios.

“Es un cambio cultural importante. Son décadas de acostumbrarse a no pagar por la energía, y también por otros servicios lo que cuestan”, afirmó González durante una entrevista realizada en el marco de la jornada de celebración del aniversario 110 de Shell Argentina.

Acerca de la política tarifaria, el funcionario describió que “estamos en plena elaboración del Presupuesto del año que viene. Seguimos la misma tendencia (de reducción de subsidios) y de a poquito nos acercamos a la convergencia entre costos y tarifas”.

González detalló que “a fin de año vamos a estar cubriendo con tarifas entre el 85 % y 90 % del costo de la energía eléctrica de verano, contra el 25 % previo”.

“En invierno el costo de la energía sube, veremos que porcentaje podemos cubrir con tarifas. pero la cobertura será sustancialmente mas alta que la de este año”, comentó.

Y añadió que “en gas la situación es similar. El mes proximo, cuando se inicie la etapa estival, la tarifa cubrirá el costo del gas en verano. todavía no estanos pudiendo cubrir la tarifa de gas del invierno”.

Electricidad: verano complicado

González anticipó que será un año difícil en materia de abastecimiento de energía eléctrica. “Es otra consecuencia de muchísimos años de hacer las cosas mal”. “Tenemos una restricción en transmisión, y tambien este verano en generación, previendo baja hidraulicidad en Brasil, y altas temperaturas.

“Vamos a tener un verano complicado, estamos gestionando, tenemos un Comité trabajando en medidas para la mitigación en el verano”, señaló, y añadió que habrá medidas con remunerar al sector privado para hacer lo que tiene que hacer, o por dejar de hacer en lo que tiene que ver con el consumo”.

“Es un poco pronto para saber exactamente cuales van a ser las medidas, pero lo estamos gestionando. Las soluciones de fondo llevarán mas tiempo”, señaló González en referencia a la infraestructura en redes y en generación.

Consideró que “En esto el sector privado tiene mucho que hacer, y lo tendrá que pagar la demanda. El Estado no va a tener más el rol de financiar esa obra pública. A uno le preocupa este tema, porque si Argentina crece, la infraestructura es un cuello de botella y no se soluciona de un año al siguiente”, destacó.

González sostuvo que “En un país normal no se necesita un RIGI, pero en Argenina Sí. Por ejemplo, en el upstream no se necesita, pero sí generación de energía eléctrica. En los próximos días se terminará de reglamentar, tarea a cargo de Economía”.

Por otro lado, trazó metas posibles en materia de exportaciones y de saldos positivos de la balanza comercial energética. “Lo que está haciendo Vaca Muerta es impresionante. Este año vamos a tener un superávit de 4 a 5 mil millones de dólares, y en 2025 se van a duplicar esos números”, señaló.