Petrobras aumentó la producción de petróleo crudo un 2,6% interanual llevándola a 2,156 millones de barriles por día (bpd) en el segundo trimestre. La producción de crudo y líquidos de gas natural (LGN) fue de un 3,6% inferior a la del primer trimestre del año.
La producción total de petróleo y gas aumentó un 2,4%, al constatar 2,699 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (boed), gracias al arranque de las plataformas flotantes FPSO Almirante Barroso, P-71, Anna Nery, Anita Garibaldi y Sepetiba, así como a la puesta en marcha de 12 nuevos pozos de proyectos complementarios, 8 en la Cuenca de Campos y 4 en la Cuenca de Santos.

Por su parte, la producción de petróleo de Petrobras en la cuenca brasileña del presal aumentó un 6,3% interanual, hasta 1,815 millones de bpd, en el segundo trimestre.
Pero la producción bajó en comparación con el primer trimestre debido «al mayor volumen de pérdidas por paradas programadas y mantenimiento, intervenciones no planificadas en grandes máquinas de las plataformas de Búzios (como sistemas de compresión de gas y turbogeneradores)», informó la petrolera.

La producción de Petrobras aumentará en la segunda mitad del año, ya que la FPSO Marechal Duque de Caxias llegó a Brasil y, en junio, se ancló en el campo de Mero, en la cuenca presalina de Santos.

Está previsto que la plataforma comience a operar en el segundo semestre de este año y tiene capacidad para producir hasta 180.000 bpd de petróleo, según Petrobras.
Tras una caída del 25% de la producción brasileña a principios de año, las plataformas están volviendo del mantenimiento y produciendo más petróleo.

Por Santiago Magrone

El Directorio de YPF resolvió que el lugar para la instalación de una planta productora de GNL en el marco del proyecto que impulsan junto con Petronas será la localidad de Sierra Grande, en la provincia de Río Negro.

Se trata de una definición a la que el Directorio de la petrolera de mayoría accionaria estatal, recuperada en 2012, adoptó luego de evaluar el informe que presentaron los equipos técnicos de YPF-Petronas, y de la Consultora internacional Arthur D. Litttle.

Fuentes de YPF describieron que los consultores presentaron los análisis técnicos de las dos posibles localizaciones para la planta de GNL (Sierra Grande y Bahía Blanca) con sus conclusiones, “y se resolvio por unanimidad que Sierra Grande tiene mayores ventajas que Bahía Blanca”.

Se espera que las autoridades de YPF comuniquen oficialmente la decisión a los gobiernos de Río Negro y de Buenos Aires para saber más detalles de las cuestiones técnicas y económicas consideradas para desarrollar este proyecto, pensado para procesar gas de Vaca Muerta con destino a la exportación.

La decisión parece además enmarcada por cuestiones políticas considerando las divergencias existentes entre el gobierno nacional que encarna Javier Milei, y el de Buenos Aires, a cargo de Axel Kicillof, respecto de la adhesión o no al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) que el gobierno bonaerense evalúa muy concesiva en favor de los potenciales inversores.

Cuando YPF y Petronas firmaron el acuerdo preliminar para encarar este proyecto, durante el anterior gobierno nacional, se consideró a Bahía Blanca como destino de la planta de GNL y al Puerto bahiense para operar las exportaciones. Se trabajó en un proyecto de ley específico para este proyecto, que incluso tuvo aprobación en Diputados, restando su tratamiento en el Senado de la Nación. Es decir, el RIGI fue ideado e impulsado en los últimos meses por la Administración Milei en el marco de la Ley Bases.

En las últimas semanas, Kicillof solicitó a YPF algunas precisiones del proyecto para avanzar con un régimen de incentivo provincial para este tipo de inversión, que debía ser aprobado por la Legislatura bonaerense, y el respaldo del municipio y puerto de Bahía Blanca. Pero llegó antes la decisión de la empresa que conduce Horacio Marín.

Se trata de un proyecto escalable en materia de producción de GNL, que demandará una inversión de hasta 30 mil millones de dólares en diez años y que comprende además la instalación de una planta separadora de gases y el tendido de tres gasoductos para el transporte del insumo gas hasta la planta, y puerto de embarque.

Lo que el Directorio de YPF aprobó ahora es la localizacion de la planta. En el caso de que se haga será en Sierra Grande (Punta Colorada), en Río Negro (que sí adhirió al RIGI). No hay todavía una decisión acerca de la inversión por parte del consorcio ya que aún restan pasos a seguir.

“El primer paso fue firmar el joint venture, el segundo es éste de la localización de la planta, y el tercero será conseguir los compradores del gas. Con eso cerrado se estará en condiciones de avanzar en la confirmación de la inversión y el inicio de su ejecución”, se explicó.

En las últimas semanas se produjeron manifestaciones de apoyo a la instalación de la planta en Río Negro por parte de otros gobernadores patagónicos (Neuquén y Chubut) para respaldar a Alberto Weretilneck. También lo hicieron varios sindicatos petroleros.

En rigor, Punta Colorada dispone de un puerto que fue construído a mediados de la década del 70 para el desarrollo de una mina de hierro a cargo de HIPASAM. Pero ahora se requiere de una fuerte inversión en infraestructura para este proyecto, que vendría a sumarse al de exportación de petróleo que YPF encaró con la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur.

Desde la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) se planteó necesario que las provincias productoras adhieran al régimen de incentivos RIGI. “Creemos que hay que aprovechar cada oportunidad posible para poner en valor los recursos minerales. Para que los más de 25.000 millones de dólares que tenemos en cartera de proyectos sean yacimientos en producción. Para triplicar las exportaciones actuales, alcanzando los 12.000 millones de dólares anuales y para duplicar los más de 100.000 empleos que actualmente generamos”, indicó la entidad empresaria.

“En un comunicado, la CAEM remarcó que “desde la industria minera argentina entendemos que son fundamentales los avances que se logren en cuanto a las adhesiones de las provincias al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones dado que es una herramienta que ayudará a la concreción de inversiones destinadas a desarrollar la producción minera argentina, con un gran efecto en la generación de empleo genuino, impulso a proveedores locales, sensible mejora de infraestructura, aporte de divisas y desarrollo de poblaciones que se encuentran expectantes con el avance de esta industria”.

“Es imprescindible para reforzar la competitividad frente a otros países que poseen recursos minerales similares y que han sabido desarrollar su minería a partir de contar con previsibilidad en materia cambiaria, seguridad jurídica, marco tributario competitivo y obras de infraestructura apropiadas”, señaló la entidad.

“Es necesario brindar algunos datos que son más que elocuentes para ilustrar de qué hablamos cuando decimos que la minería dinamiza las economías regionales: Los proyectos mineros toman para su construcción entre 3 y 5 años según su envergadura, y producen industrialmente durante no menos de 30. Un solo proyecto minero puede llegar a contratar durante su construcción aproximadamente 800 pymes, manteniendo durante su vida productiva y en forma permanente alrededor de 600. La gran mayoría de esas pymes son proveedores argentinos, cuya fuerza laboral es también argentina”, describió la CAEM.

Las proyecciones de empleo hablan de entre 3.000 y 5.000 personas trabajando para cada uno de esos proyectos, se indicó.

El comunicado afirma que “en el contexto actual, el RIGI contribuye a generar las condiciones que favorezcan la puesta en marcha de los yacimientos de cobre, proyectos de gran magnitud que llevan años en carpeta. También los de litio, a fin de aprovechar la ventana de oportunidad que abre la electromovilidad”.

“Resulta necesario, además, estimular la inversión en exploración para desarrollar nuevos proyectos de oro y plata y ampliar los existentes, que producen las principales exportaciones mineras del país, pero que se encuentran en declinación por la falta de incentivos para extender su vida útil”, sostiene la Cámara empresaria.

Horeb Energy, con más de veinte años en el mercado, se dedica a la producción, distribución y comercialización de catalizadores líquidos GreenPlus® y BioBooster®, basados en la acción de las nanomoléculas catalizadoras. Estas permiten a los combustibles reducir la resistencia a ser quemados, optimizando su combustión y aumentando la eficiencia a la conversión de energía térmica en energía mecánica, lo cual resulta en la obtención de un Combustible de Transición Energética.

Está comprobado que la incorporación de GreenPlus® (en naftas, gasolinas y diésel) o de BioBooster® (en etanol) mejoran la eficiencia de los combustibles en un 7%, otorgan una mayor vida útil a los motores y reducen el costo social del carbón y las Emisiones de Gases de Efecto Invernadero. Actualmente el Combustible de Transición Energética está disponible en más de 20.000 puntos de venta en América Latina.

Horeb Energy, a través de alianzas estratégicas, llega en México a estaciones de servicio Pemex, AKRON y GULF, entre otras. En Brasil abastece con sus productos a la extensa red de puestos de combustible de los Grupos Dislub-Equador, Rodoil y Alé Combustiveis. Las operaciones en territorio brasileño destacan por un número creciente de empresas de ómnibus, mineras y operadores portuarios que ya utilizan estos combustibles.

Horeb Energy cuenta con plantas de producción certificadas “Cero Residuos”, una en México y la otra en Brasil, a las que se le sumará una nueva planta en Europa que tiene por objetivo cubrir las nuevas necesidades específicas de los combustibles marinos de la Unión Europea; colaborando con las mismas a alcanzar la reducción obligatoria de sus emisiones de gases contaminantes, estipuladas por las regulaciones que entrarán en vigencia a partir de 2025.

La misión de Horeb Energy consiste en transformar los grandes “commodities” del planeta en productos de innovación tecnológica para obtener combustibles altamente eficientes y menos contaminantes consolidando así la Transición Energética a nivel global.

Naturgy Argentina lanza la edición 2024 de su programa “Cuidemos Nuestros Recursos” para el uso eficiente de los recursos naturales, acción centralizada alrededor de su portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com.

Esta iniciativa que se lleva adelante todos los años tiene como objetivo promover la eficiencia energética y la conservación de los recursos naturales en las comunidades, mediante capacitaciones para docentes y estudiantes, a fin de brindarles herramientas sobre el cuidado del medio ambiente y el buen uso de las distintas fuentes de energía y recursos naturales con que cuenta nuestro planeta.

Naturgy, en alianza estratégica con Fundación Manos Verdes, acompaña a la comunidad en la que distribuye gas natural en su transición hacia el desarrollo sostenible, ofreciendo acciones de concientización ambiental en los municipios e instituciones educativas. Por tal motivo, en la web del Programa está abierta la convocatoria a aquellos docentes del conurbano bonaerense para que se puedan inscribir para recibir un taller de educación ambiental en el aula.

“Estamos entusiasmados de dar comienzo un nuevo año del programa ‘Cuidemos Nuestros Recursos’ el cual representa un pilar fundamental para nuestro compromiso con la sostenibilidad, dando a conocer la importancia de la eficiencia energética y proporcionar herramientas prácticas para reducir el consumo y minimizar el impacto ambiental”, afirmó María Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.

“Este programa no solo busca educar y asesorar, sino también motivar a toda la comunidad a tomar acciones concretas en la protección de nuestros recursos naturales”, agregó.

“A través de las actividades presenciales que realizamos con la Fundación Manos Verdes y la plataforma virtual logramos desarrollar un programa interactivo y participativo para toda la comunidad. Los docentes valoran mucho el intercambio de conocimientos y experiencias entre sus pares a nivel nacional. Al mismo tiempo realizamos actividades presenciales en los diferentes municipios, como las plantaciones, limpiezas y actividades de educación ambiental, que tienen un impacto positivo en la comunidad local.”, señaló Verena Böhme. directora ejecutiva de Manos Verdes.

El programa surgió como respuesta a la creciente necesidad de adoptar prácticas sostenibles y responsables en el uso de la energía y el gas. A través talleres y cursos destinados a docentes y alumnos, y también a funcionarios y/o colaboradores de diferentes organizaciones que abordan temáticas tales como Uso Responsable y Eficiente de la energía; desarrollo y mantenimiento de huertas y compost; y las 3R de la ecología: reducir, reutilizar y reciclar.

El portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com cuenta con material didáctico y videos para que los docentes puedan utilizar en clase con sus alumnos, así como también podrán acceder a tomar diversas capacitaciones, obteniendo su respectivo certificado que acredita su realización.

Por su parte, los niños pueden, a través de contenido informativo y de juegos lúdicos, concientizarse y aprender a realizar un uso eficiente del agua, el gas natural, la electricidad y el papel. Sobre cada uno de estos tópicos, hay información científica, datos de interés, recomendaciones de uso y juegos interactivos para comprobar los conocimientos adquiridos.

A su vez, el portal posee una sección exclusiva para docentes, cuyo objetivo es concientizar sobre el rol protagónico que posee la energía en la vida diaria y en la economía y desarrollo del país, poniendo énfasis en la importancia de educar en hábitos y conductas eficientes y amigables con el medio ambiente.

Para más información sobre el Programa y cómo participar, los interesados pueden visitar el sitio www.CuidemosNuestrosRecursos.com de Naturgy, o contactar a Fundación Manos Verdes en sus redes:
https://www.instagram.com/manosverdes_arg/
https://www.facebook.com/fundacionmanosverdes

La demanda de energía eléctrica durante el mes de junio último registró una baja interanual de -7 por ciento al totalizar 11.223,6 GWh a nivel nacional, en comparación con el registro de 12.069,7 GWh de junio de 2023. Se trata del consumo más bajo en términos nominales para ese mes desde 2020, señaló la Fundación Fundelec en su informe periódico.

Con estos datos de junio, en el primer semestre del año la caída en la demanda de electricidad acumula el -1,5 por ciento.

En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron en junio una baja de -10,7 % y, en todo el país, descendieron en promedio los consumos residenciales, industriales y comerciales.

DATOS DE JUNIO 2024

En junio de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 11.223,6 GWh; mientras que en el año anterior había sido de 12.069,7 GWh, y por lo tanto la comparación interanual evidencia un descenso de -7 por ciento.

En junio, se produjo un decrecimiento intermensual del -8,1 % respecto de mayo de 2024, cuando alcanzó los 12.209,5 GWh.

Además, se registró el uso de una potencia máxima de 24.051 MW, el 25 de junio de 2024 a las 21:00, muy lejos del récord histórico de 29.653 MW registrado en febrero de 2024.

En cuanto a la demanda residencial de electricidad en junio, representó el 48 % del total país con una caída de -8,2 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial descendió -5,1 %, siendo el 26 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 26 %, con una caída en el mes del orden del -6,9 %, aproximadamente, destaca el informe.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido junio de 2024): 8 meses de baja (julio de 2023, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; marzo, -14,6 %; abril, -0,4 %; y junio de 2024, -7 %) y 4 meses de suba (septiembre de 2023, 6,3 %; octubre de 2023, 2,3 %; febrero de 2024, 7,9 %; y mayo de 2024, 12,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja de -1,4 por ciento.

Además, los registros anteriores muestran que el consumo de julio de 2023 llegó a los 12.471,8 GWh; agosto, 11.756,02 GWh; septiembre, 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; y en junio de 2024 alcanzó los 11.223,6 GWh.

En cuanto al consumo por provincia, en junio fueron 23 las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Misiones (-13 %), Catamarca y Santa Fe (-10 %), San Luis (-9 %), EDEN, EDELAP y Jujuy (-8 %), EDES y Santa Cruz (-7 %), Mendoza, Santiago del Estero y San Juan (-6 %), Córdoba, Entre Ríos y La Pampa (-5 %), EDEA (-4 %), Corrientes y La Rioja (-3 %), Tucumán y Río Negro (-2 %), Chaco (-1 %), entre otros.

Por su parte, 2 provincias presentaron ascensos en el consumo: Formosa (3 %) y Chubut (7 %). En tanto, Salta y Neuquén mantuvieron el mismo nivel de consumo que en junio del año pasado.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 33 % del consumo del país y totalizaron un descenso conjunto de -10,7 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una baja de -11,5 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda de electricidad descendió -9,6 %. El resto del país bajó en su consumo -4,9 por ciento.

TEMPERATURAS

El mes de junio de 2024 fue menos frío en comparación con junio de 2023. La temperatura media fue de 14.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue de 13.2 °C, y la histórica es de 11.7 °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 junio, la generación hidráulica se ubicó en los 2.243 GWh contra 2.247 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa de -0,17 %. Por su parte, la potencia instalada es de 43.603 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y un 38 % de origen renovable.

En junio siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 52,01 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron para cubrir 19,21 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 9,67 % y las generadoras de fuentes alternativas 13,75 % del total. Por otra parte, la importación representó el 5,36 % de la demanda total, describió Fundelec.

Un informe de Interesting Engineering da cuenta que China pondrá en marcha la primera central nuclear de torio y sales fundidas en 2025.
En el desierto de Gobi, científicos chinos instalaron hace tres años un reactor nuclear experimental alimentado con torio y la prueba piloto dio los resultados esperados.

Esta central utiliza torio como combustible en lugar de uranio. Su reactor no necesita agua para refrigerarse porque utiliza sal líquida o dióxido de carbono para transferir calor y producir electricidad.
Una de las ventajas de utilizar torio como combustible primario es que elimina el temor a una posible escasez por falta de uranio, que es lo que normalmente se utiliza en los reactores; esto se debe a que el torio es más abundante que el uranio.

El torio, un elemento con radiactividad, es conocido desde hace tiempo por su potencial como tipo de combustible en reactores nucleares.
A diferencia de los reactores basados en uranio, los reactores de torio presentan ventajas, como mejores características de seguridad y menos residuos nucleares a largo plazo.
El diseño del reactor de sal hecho específicamente para utilizar torio aumenta sus ventajas al garantizar la transferencia de calor y un funcionamiento estable.
La elección de China de desarrollar una central nuclear de sal de torio muestra su dedicación al progreso de las tecnologías energéticas y a abordar los problemas medioambientales relacionados con los combustibles fósiles tradicionales.

Una de las características distintivas de los reactores de torio son sus medidas de seguridad pasivas.
Mientras que los reactores de uranio dependen de barras de combustible sólidas, los reactores de torio utilizan una mezcla líquida de combustible, más segura para el medio ambiente, que funciona a presión normal.

Alejándose del modelo de refrigeración por agua, este diseño reduce significativamente las posibilidades de fusión. Además, disminuye otros acontecimientos catastróficos que siguen a un acontecimiento de este tipo, creando una versión más segura de la generación de energía nuclear.

Estas ventajas relativas se deben a que los reactores de torio generan residuos radiactivos menos tóxicos y de vida corta que los alimentados con uranio, lo que facilita su eliminación a largo plazo.

La central nuclear de torio en sales fundidas complementa la estrategia energética china de diversificación de las fuentes y mejora de la seguridad del consumo.
A diferencia del silicio, esos productos más avanzados aún no están a la venta (o al menos no se han generalizado), lo que convierte al torio en la novedad estrella de la que hablan muchos colegas.
Este proyecto se alinea con la ambición de neutralidad de carbono de China y muestra su papel de liderazgo en las iniciativas mundiales sobre el cambio climático.

Horeb Energy, con más de veinte años en el mercado, se dedica a la producción, distribución y comercialización de catalizadores líquidos GreenPlus® y BioBooster®, basados en la acción de las nanomoléculas catalizadoras. Estas permiten a los combustibles reducir la resistencia a ser quemados, optimizando su combustión y aumentando la eficiencia a la conversión de energía térmica en energía mecánica, lo cual resulta en la obtención de un Combustible de Transición Energética.

Está comprobado que la incorporación de GreenPlus® (en naftas, gasolinas y diésel) o de BioBooster® (en etanol) mejoran la eficiencia de los combustibles en un 7%, otorgan una mayor vida útil a los motores y reducen el costo social del carbón y las Emisiones de Gases de Efecto Invernadero. Actualmente el Combustible de Transición Energética está disponible en más de 20.000 puntos de venta en América Latina.

Horeb Energy, a través de alianzas estratégicas, llega en México a estaciones de servicio Pemex, AKRON y GULF, entre otras. En Brasil abastece con sus productos a la extensa red de puestos de combustible de los Grupos Dislub-Equador, Rodoil y Alé Combustiveis. Las operaciones en territorio brasileño destacan por un número creciente de empresas de ómnibus, mineras y operadores portuarios que ya utilizan estos combustibles.

Horeb Energy cuenta con plantas de producción certificadas “Cero Residuos”, una en México y la otra en Brasil, a las que se le sumará una nueva planta en Europa que tiene por objetivo cubrir las nuevas necesidades específicas de los combustibles marinos de la Unión Europea; colaborando con las mismas a alcanzar la reducción obligatoria de sus emisiones de gases contaminantes, estipuladas por las regulaciones que entrarán en vigencia a partir de 2025.

La misión de Horeb Energy consiste en transformar los grandes “commodities” del planeta en productos de innovación tecnológica para obtener combustibles altamente eficientes y menos contaminantes consolidando así la Transición Energética a nivel global.

La Secretaría de Energía delegó en la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de dicha cartera “el ejercicio de las facultades conferidas por los Artículos 4°, 5°, 6°, 7° y 10 del Decreto 465/2024” (de mayo último).

Mediante el Decreto 465/2024, se determinó la reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía de jurisdicción nacional, “a fin de asegurar una transición gradual, ordenada y previsible hacia un esquema que permita trasladar a los usuarios los costos reales de la energía, promover la eficiencia energética y asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado, conforme a los marcos regulatorios aplicables”.

En los considerandos de la resolución 188/24 ahora oficializada se hace hincapié en que por el artículo 6 del decreto referido “se facultó a esta Secretaría (Energía), en su carácter de Autoridad de Aplicación del régimen de subsidios a la energía, para dictar todos los actos que se requieran para su implementación, quedando facultada para dictar las normas aclaratorias y complementarias que resultaren necesarias para la reestructuración del régimen de subsidios a la energía para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios”.

Mediante el Artículo 11 se autorizó a la S.E. a delegar en sus dependencias inferiores con competencia sustantiva, hasta el nivel de Subsecretaría, el ejercicio de las facultades conferidas por los Artículos 4°, 5°, 6°, 7° y 10 del decreto 465/2024.

Por los Artículos 4º, 5º, 7º y 10, la S.E. quedó facultada para revisar y modificar los criterios de inclusión en cada uno de los niveles de segmentación previstos en el Decreto 332/22, como así también los criterios de exclusión del beneficio; establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para gas como para electricidad.

Por caso, “aplicar a los usuarios de las distintas categorías del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) descuentos sobre el componente Energía y fijar el nivel de los descuentos o bonificaciones que recibirán los beneficiarios durante el Período de Transición por los volúmenes consumidos”.

Asimismo, para “disponer que las cantidades consumidas en exceso a los volúmenes máximos subsidiables sean abonadas a los precios mayoristas; revisar periódicamente los volúmenes de consumo máximo a subsidiar; modificar la denominación y/o el criterio de segmentación de las categorías de usuarios residenciales, incluyendo la revisión de los indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos”.

También, para “calibrar las diferentes variables que se requerirán para la implementación del régimen de subsidios focalizados de Canasta Básica Energética (CBE); invitar a los usuarios residenciales a reempadronarse en el RASE”.

Además, el decreto 465/2024 la faculta para “determinar los mecanismos de compensación de los menores ingresos de las licenciatarias o concesionarias de servicios de distribución por aplicación de las bonificaciones establecidas; disponer los medios y procedimientos para que los usuarios interesados puedan solicitar su reempadronamiento, actualización de la información brindada, o reclamar por su condición en relación con los subsidios a la energía; y considerar la existencia de otro regímenes de beneficios y/o subsidios, a fin de recomendar o proceder a su adecuación, eliminación y/o reemplazo”.

“Para una implementación ágil y más adecuada a las necesidades de los usuarios, esta Secretaría considera conveniente delegar las facultades de los Artículos 4º, 5º, 6º, 7º y 10 del Decreto 465/24 en la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético”, resolvió la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

La energética de mayoría estatal YPF, socia con Petronas en el proyecto de producción de GNL primordialmente para su exportación, emitió (viernes 26/7) un comunicado acerca de la acción que esta desarrollando al respecto.

YPF INFORMA:
“En relación con la nota que publicó Clarin sobre el proyecto Argentina LNG, YPF desmiente que haya habido reuniones secretas ni con el gobernador de la provincia de Buenos Aires ni con ningún otro actor.

Como es una política de la empresa, sus decisiones son guiadas por aspectos técnicos y todas sus acciones y actividades son transparentes.

Como ya se mencionó en reiteradas oportunidades, tras las reuniones del presidente de YPF, Horacio Marín, con ambos gobernadores, se les envió una carta con siete puntos (3 económicos y 4 de permisos y ayudas al proyecto) para que las provincias respondan según corresponda.

Con esa información, ambas compañías ( YPF y Petronas) tomarán la mejor decisión para el proyecto.

Es una lástima que un proyecto de la relevancia de esta iniciativa sea manipulado por información que no es oficial y no responde a la realidad de los acontecimientos”, señaló el comunicado.

La Secretaría de Energía de la Nación acentuó su campaña dirigida a los usuarios de electricidad y de gas natural por redes, beneficiarios de la tarifa social, advirtiéndoles que deben anotarse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) en un plazo que termina el 5 de agosto, para seguir incluídos en el esquema de subsidio parcial en las facturas del consumo de ambos servicios.

“Si ya lo completaste, no hace falta volver a anotarse”, indicó la cartera a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, y señaló que “El trámite es online y se realiza en http://argentina.gob.ar/subsidios”.

Se trata de usuarios categorizados en el Nivel 2 del esquema dispuesto en 2022 (de bajos ingresos), muchos de los cuales probablemente no hayan realizado la inscripción individual en el RASE pero que quedaron comprendidos en el N2 por ser beneficiario de la tarifa social, mediante una resolución del gobierno anterior.

El riesgo que corren ahora en el caso de no inscribirse en el RASE es nada menos que quedar en situación de tener que pagar la tarifa plena, es decir sin subsidio alguno.
Lo que sigue es el instructivo que la Secretaría dispuso debe seguirse para anotarse:

Opinión

Lo que sigue es una contestación de Agustín Gerez, ex titular de Enarsa y miembro de los equipos técnicos de la Fundación Encuentro, al Senador Maximiliano Abad (UCR) en referencia al proyecto YPF-Petronas para la producción de GNL y el lugar en el cual instalarán la planta que procesará el gas de Vaca Muerta, principalmente para su exportación.

Incongruencias del Senador Abad: La planta de GNL y el RIGI

Senador Maximiliano Abad, ante todo quiero decirle que se me presenta una enorme incógnita: ¿usted leyó la ley de bases o al menos el capítulo del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI)?.

Discúlpeme pero las manifestaciones en su reciente publicación “Planta de GNL: Kicillof debe asegurar la inversión con un gran acuerdo para defender la provincia de Buenos Aires” me hacen dudar de ello. Lo que usted publicó contradice el objetivo de la ley que aprobó y las consecuencias que tienen sobre la realidad no solo de la Provincia de Buenos Aires sino sobre el funcionamiento integro de la economía de nuestro País.

En primer lugar Senador Abad, le recuerdo que El megaproyecto de YPF y la malaya Petronas ya tenía un proyecto de ley con media sanción de la Cámara de Diputados de la Nación y que estaba pendiente de aprobación en el Senado. Le cuento que ese proyecto (que usted mismo se encargó de no tratar) generaba enormes beneficios para su realización y para el desarrollo de proveedores locales, pero más aún para la dinámica propia de la economía argentina permitiendo el ingreso de dólares tanto por Derechos de Exportación como por liquidación de esas exportaciones.

Mi pregunta a usted es, si había un proyecto de ley que había sido redactado en conformidad con las autoridades malayas y el resto del sector energético, ¿Por qué se otorgaron más beneficios de los que allí había?. ¿Cuál fue el motivo de dar más beneficios de lo que se necesitaban para la realización de la inversión?.

En segundo lugar Senador Abad, quiero comentarle que el Art. 193 de la ley que usted aprobó, permite que las empresas adheridas al RIGI puedan importar libremente bienes para la construcción, operación y desarrollo de los proyectos, sin que puedan aplicárseles prohibiciones ni restricciones de ningún tipo. Senador, realmente usted cree que con esta redacción que aprobó habrá desarrollo? .

En tercer lugar, quiero recordarle que el país en el que usted vive ya se encuentra con superávit energético desde el año 2023 producto de la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner que ya nos permitió ahorros por más de 4.000 millones de dólares, y que si la gestión del actual gobierno que usted apoya hubiera continuado con la segunda etapa de dicho gasoducto como estaba previsto, estaríamos en vías de autoabastecimiento de nuestra demanda interna sin necesidad de importación de GNL, pero los dogmatismos son dogmatismos.

En relación a esto último, cuando habla de exportar 460 buques y de un ingreso superior a USD 20.000 millones, le pregunto… Usted leyó la ley que aprobó?. De que USD 20.000 millones habla si la ley aprobada por usted no prevé ni la liquidación de exportaciones en territorio nacional ni la aplicación de Derechos de Exportación salvo por un periodo casi inexistente de tiempo en relación a la duración de los proyectos.

En cuarto lugar, cuando habla de inestabilidad y decadencia es justamente lo que le da a nuestro país la normativa que no cumple con un requisito esencial para toda regulación que es la sostenibilidad en el tiempo. ¿Realmente considera que el RIGI será sostenible a largo plazo?.

¿Qué un país que requiere dólares para el pago de sus compromisos externos y para el desarrollo de sus sectores industriales puede permitirse que los sectores claves para la generación de divisas de la economía se encuentren completamente primarizados y sin siquiera la obligación de liquidar dólares en el país o pagar derechos de exportación?.

En quinto lugar, ¿cree usted que explotar forestoindustria, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgia, energía, petróleo y gas tienen algo en común?. Se da cuenta usted que aprobó un régimen idéntico para turismo que para petróleo o minería?.

Es preocupante que las implicancias a largo plazo de esta legislación en términos de seguridad jurídica y desarrollo económico no hayan sido completamente evaluadas.

Usted habla de visión y pragmatismo, eso debió haber tenido al momento de votar la ley.

El mismo pragmatismo que comparte (desde otra visión) con el Gobernador que usted critica, le hicieron aprobar un régimen totalmente adverso al desarrollo argentino, a la generación de empleo, al fortalecimiento de nuestras pymes, y por sobre todas las cosas a la posibilidad de construir una dinámica económica en favor de los intereses nacionales.

En algo estoy de acuerdo con usted Senador, y es que en este país se apuesta a la grieta.

La grieta entre los que queremos un país con fuertes bases en el desarrollo productivo e industrial y aquellos que creen que desarrollar turismo o petróleo es lo mismo. La grieta entre los que queremos inversiones y desarrollo de proveedores locales y los que abren irrestrictamente las importaciones. La grieta entre los que entendemos que explotar los recursos tiene que tener una contrapartida en el crecimiento de la economía nacional vs aquellos que pretenden primarizarla.

El maquillaje que usa no le permite tapar que esos USD 20.000 millones de los que habla serían en beneficio de la economía nacional si usted no hubiera votado el RIGI.

Señor Senador, le pido que se haga cargo de la ley que votó. No pretenda confundir a la ciudadanía con que el problema es la ubicación de la planta cuando sabemos bien que con esta normativa, esos USD 20.000 millones nunca llegarán.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, respaldó que la planta de GNL proyectada por YPF-Petronas, se instale en la vecina provincia de Río Negro (gobierno de Alberto Weretilneck). “Celebramos que una provincia hermana de la Patagonia sea considerada para esta gran inversión, porque va a permitir también redistribuir oportunidades hacia el interior del país”, aseguró.

“Queremos el puerto para exportar GNL con cero emisiones de carbono en la Patagonia. Lo queremos en Río Negro, porque para nosotros es muy importante otorgarle oportunidades a la provincia de Río Negro”, indicó el mandatario neuquino.

Figueroa destacó que “poder exportar GNL nos brinda un horizonte de progreso a toda la región patagónica, que impactará positivamente en la economía nacional”.

El gobernador remarcó que “la ubicación en Sierra Grande ofrece ventajas técnicas, así como la licencia ambiental y social que la posicionan como la mejor opción para la construcción de un puerto específico que nos permita exportar nuestro gas al mundo”.

La declaración de Figueroa se produce en medio de la discusión antes política que técnica entre el gobierno nacional (Milei) y el de Buenos Aires (Kicilloff) por la no adhesión bonaerense al RIGI, un régimen de incentivos incorporado en la Ley Bases, al que si adhirió Río Negro en procura de inversiones.

En proyecto YPF-Petronas es anterior al RIGI, y contemplaba la instalación de una planta productora de GNL en Bahía Blanca para su exportación, sobre la base de una ley específica que llegó a tener media sanción del Congreso el año pasado. Kicillof consideró excesiva la serie de incentivos que concede el RIGI.

Ahora, YPF-Petronas cuentan con el RIGI, pero dicen que la decisión será considerando cuestiones técnicas y económicas. Buenos Aires impulsa un régimen provincial específico.

Australia otorgó nuevos permisos de exploración de gas off-shore para las costas este y oeste. Se espera que las empresas puedan acceder a reservas previamente inexploradas, impulsando no solo la economía local sino también la seguridad energética de la nación.
Exxon, Chevron, Inpex Corp y Woodside son algunas de las empresas que recibirán nuevos permisos de exploración para impulsar la producción de gas.

Australia es uno de los mayores exportadores de gas natural licuado, lo que hace varios años provocó una escasez de gas en el mercado nacional, ya que la mayor parte del gas disponible estaba comprometido con clientes extranjeros en virtud de contratos a largo plazo, consignó Reuters

En aquel momento, el gobierno impuso a las empresas energéticas la obligación de reservar cierta cantidad de gas para el mercado nacional. A principios de este mes, la Comisión Australiana de Competencia y Consumo advirtió de que la costa este del país podría verse sumida en una escasez de gas en tres años a menos que se dispusiera de nuevo suministro a corto plazo.

«Las soluciones a largo plazo a la escasez de gas requerirán una banda de respuestas políticas y de mercado», señaló la ACCC en su informe provisional sobre la investigación del gas. «Entre ellas, urge desarrollar nuevas fuentes de producción y suministro de gas», añadió el organismo de control.

La advertencia se produjo a pesar de los planes anunciados por el gobierno federal a principios de año para aumentar la producción de gas en el futuro, reconociendo el producto como clave para la transición de Australia a cero neto y el país como proveedor clave para los aliados extranjeros, dijo el gobierno en su Estrategia de Gas Futuro, publicado en mayo

En relación a la ubicación de la futura planta de producción de GNL del proyecto YPF-Petronas, y ante las declaraciones políticas del presidente Javier Milei contrarias a que sea en Bahía Blanca, el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof , sostuvo que “Enoja y, a la vez, entristece escuchar al presidente abordar un tema tan importante de manera tan superficial y grosera. Y, además, con tanta agresividad. No podemos naturalizar que quien conduce el Estado Nacional y representa a nuestro país se maneje con tanta irresponsabilidad”.

Milei cuestionó que el gobierno bonaerense no adhiera al régimen de incentivos RIGI (incluído en la Ley Bases) , y que éste impulse un proyecto provincial de incentivos específicos para el proyecto del GNL, cuyo desarrollo en Bahía Blanca se venía impulsando desde el gobierno anterior, lo que incluso había dado forma a un proyecto de ley específico que llegó a tener media sanción de la cámara de Diputados de la Nación, restando su tratamiento en el Senado.

En declaraciones periodísticas Milei indicó que Bahía Blanca “tiene el lastre de tener a Kicillof, que es un expropiador serial”, y agregó que “si hubiese querido hacer las cosas bien, se hubiera adherido al RIGI nacional”.

A través de un mensaje en X, Kicillof agregó: “Porque mientras Javier Milei despliega este espectáculo tragicómico, el desempleo sigue creciendo y la producción sigue cayendo. La construcción de la planta de GNL es una inversión muy importante tanto para nuestra provincia como para el país”. “Espero que YPF y Petronas manejen el tema con seriedad y profesionalismo, sin dejarse influenciar por los comentarios trasnochados que escupe a diario el presidente y que ya nos hicieron entrar en conflicto con nuestros socios comerciales más estratégicos como China, Brasil, España, Colombia y Francia”.

“Seguiré trabajando en favor de los intereses de la provincia que gobierno y en defensa de los derechos de los bonaerenses sin entrar en una ridícula competencia con una provincia hermana (Río Negro) y sin caer en las provocaciones de un presidente que confunde al país con las redes sociales”.

“La bronca que me causa la improvisación y los desequilibrios del presidente no va a debilitar ninguna de mis convicciones. En este marco, nuestra tarea es urgente: fortalecer un escudo y una red para proteger al pueblo bonaerense de las agresiones de Milei y contribuir a la construcción de una alternativa para la Argentina”, expresó.

Con la instalación de los módulos de proceso que formarán parte de las nuevas plantas, YPF avanza con la modernización del Complejo Industrial Luján de Cuyo en el marco del proyecto Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC).

Estas estructuras de grandes dimensiones arribaron provenientes de Canning, Buenos Aires, luego de un complejo operativo logístico de traslado que demandó 10 días. Se trata de módulos construidos por AESA de entre 24 y 30 metros de largo, 7,5 metros de ancho y 5 metros de alto compuestos por estructuras metálicas pesadas, tuberías de diversos diámetros y materiales, válvulas y accesorios de piping como así también bandejas para tendido de cables de electricidad e instrumentos.

Todo este equipamiento está siendo montado como parte del proyecto de Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC) que permitirá a la refinería de Luján de Cuyo producir combustibles con menos contenido de azufre.

YPF ha destinado más de 600 millones de dólares para ejecutar las obras, lo que constituye una de las mayores inversiones de los últimos 40 años en el complejo mendocino. Además, involucra mano de obra directa para aproximadamente 500 personas y un importante desarrollo de pymes locales.

El proyecto NEC cuenta con un avance del 60 % y los esfuerzos se concentran en el objetivo de que su puesta en funcionamiento se produzca durante el año próximo.

EN DATOS:

La modernización del complejo posibilitará incrementar la capacidad de producción y abastecimiento de Infinia Diesel en todo el país

Se ejecuta con el fin cumplir con las nuevas especificaciones de combustibles, pasando de 50 partes por millón (ppm) de azufre en el proceso de gasoil a 10 ppm de azufre.

Permitirá un impacto ambiental positivo al disminuir las emisiones de CO2 en la combustión de vehículos

Contempla la instalación de nuevas unidades (HDSII, H2II y SE33), modificación de unidades existentes (HDSI y OSBL) y adecuación de los servicios para abastecer dichas unidades.

El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas solicitadas por CAMMESA para el abastecimiento de gas natural a usinas generadoras durante el período 1 al 31 de agosto próximo.

En la primera subasta mensual, para el abastecimiento interrumpible de gas natural en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, se recibieron 13 ofertas por un volumen total de 5.100.000 metros cúbicos/día y Precios Promedios Ponderados de U$S 3,33 por Millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,57 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Fueron 7 ofertas provenientes de Neuquén (3.600.000 M3/día) a U$S 3,69 MBTU en el GBA; 2 ofertas desde Chubut (por 500.000 M3/día) a U$S 3,67 MBTU en el GBA; otras 2 ofertas desde Santa Cruz (500.000 M3/día) a U$S 3,57 MBTU; 1 oferta desde Noroeste por 300.000 M3/día a U$S 3,52; y 1 oferta desde Tierra del Fuego por 200.000 M3/día a U$S 3,53 MBTU en el GBA.

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

Se recibieron 15 ofertas por un volumen total de 25.000.000 de M3/día y un PPP de U$S 4,35 por MBTU (GBA).

Desde Neuquén se anotaron 10 ofertas, por 16.000.000 M3/día, con precios de entre 4,10 y 4,57 dólas el MBTU.

Desde Tierra del Fuego llegaron 3 ofertas, por 6.000.000 M3/día y precios de entre U$S 4,23 y U$S 4,28 el MBTU.

Desde Santa Cruz llegó 1 oferta, por 1.000.000 de M3/día a U$S 4,32 el MBTU, y desde Chubut 1 oferta por 2.000.000 M3/día a U$S 4,40 el MBTU.

La chilena Enap invertirá alrededor de 90 millones de dólares para incrementar la producción de crudo del Bloque 46 Mauro Dávalos Cordero (MDC), situado en la Amazonía ecuatoriana. El contrato de servicios se extenderá hasta 2035.

Las inversiones se destinarán a la perforación de ocho pozos en plataformas de avanzada y de dos pozos inyectores de agua, así como la conversión de dos pozos que pasarán a ser también inyectores, en los que se vuelve a introducir en el subsuelo el agua previamente extraída, de la que se le ha separado el petróleo y el gas.

“Con esta firma se aumentarán las reservas en 5,6 millones de barriles de crudo”, dijo el ministro De Energía ecuatoriano, Antonio Goncalves.”El 98% de las nuevas inversiones, comprometidas por parte de la operadora, se realizarán durante los primeros cinco años posteriores a la suscripción de la documentación. Seguiremos impulsando una industria responsable con las comunidades y sostenible con el ambiente”, añadió.

El Bloque 46 Mauro Dávalos Cordero se encuentra en la amazónica provincia de Orellana y es uno de los dos operado en Ecuador por Enap junto al Bloque 47, también llamado Paraíso Biguno Huachito e Intracampos (PBHI). Entre los dos, la producción declarada es de unos 28.000 barriles al día.

BP, PDVSA y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago apuran negociaciones para obtener una licencia venezolana para explotar yacimientos de gas natural en el Mar Caribe. El interés de las empresas es explotar el yacimiento de gas Cocuina-Manakin, en la frontera marítima entre Trinidad y Venezuela, que contiene alrededor de 1 billón de pies cúbicos de gas natural.

La intención de BP es utilizar el gas principalmente para abastecer el emblemático proyecto Atlantic LNG de Trinidad. Una parte menor de la producción iría a NGC para su uso en el sector petroquímico de Trinidad.

Trinidad es el mayor productor de GNL de América Latina y el segundo exportador mundial de metanol y amoníaco, pero sus industrias se han visto afectadas en los últimos cinco años por la escasez de gas natural. Atlantic LNG tiene capacidad para producir unos 15 millones de toneladas métricas anuales del gas superfrío.

La autorización estadounidense a Cocuina-Manakin es la segunda de Washington para proyectos energéticos entre Trinidad y Venezuela que considera clave para asegurar el gas a los mercados internacionales.

A principios del año pasado, el Departamento del Tesoro estadounidense concedió una licencia previa a Shell para desarrollar el yacimiento de gas Dragon en Venezuela. El proyecto, cuya infraestructura fue parcialmente construida por Venezuela pero sigue parada, podría comenzar a producir gas a finales del próximo año.

Se espera que el gas de ambos proyectos se convierta en GNL en Trinidad para su exportación a las naciones caribeñas vecinas, según han declarado funcionarios venezolanos y trinitenses.

UTE, la empresa estatal de energía eléctrica del Uruguay prevé construir parques solares que sumarán 100 MW a la matriz entre 2025 y 2027. La construcción que se llevará adelante en los departamentos de Cerro Largo y San José demandará unos US$ 100 millones de inversión. La convocatoria ya recibió 11 ofertas de empresas nacionales y extranjeras para el segundo parque solar.

Las oferentes uruguayas son Berkes, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI SA, Teyma Uruguay y Ventus Ingenieria.

Por otro lado, las empresas extranjeras son Cttech Engineering & Consulting S.L (España), DTW CO (China), Prodiel Energy (España) y Power Construction Corporation of China, una firma controlada por el gobierno de ese país.

MILEI (Javier), Guillermo Francos, y Luis Andres Caputo firmaron el Decreto 652/2024, ya oficializado, que reglamenta diversos aspectos de la aplicación del Impuesto a las Ganancias para trabajadores.

Entre los considerandos de la medida se hace hincapié en que “en el artículo 82 de Ley 27.743 (Medidas fiscales paliativas y relevantes) se define cuál es el personal petrolero que queda alcanzado por el beneficio plasmado en la Ley 26.176 (define conceptos-tareas a los efectos de la aplicación y no aplicación del impuesto), y en esta oportunidad se hace necesario dar precisiones respecto del alcance de la expresión “personal de pozo”.

Como consecuencia de consideraciones (y negociaciones) antes políticas que técnicas y económicas, este personal no será considerado a los efectos de la determinación y pago del Impuesto a las Ganancias. Otro personal que se desempeña en esta industria quedó alcanzado por el impuesto, entre ellos los Administrativos y Jerárquicos petroleros, y los trabajadores representados por los gremios de la UOCRA y Camioneros, situación que derivará en reclamos.

El flamante decreto 652 señala en su artículo 7°.- A los fines de lo dispuesto en el artículo 82 de la Ley 27.743, entiéndese como “personal de pozo” a todo el personal que se desempeñe habitual y directamente en las siguientes actividades: a) en la exploración petrolífera o gasífera llevada a cabo en campaña y b) en tareas desempeñadas en boca de pozo y afectadas a la perforación, terminación, mantenimiento, reparación, intervención, producción, servicios de operaciones especiales y servicios de ecología y medioambiente en los pozos petrolíferos o gasíferos.

También quedan incluidos dentro del concepto de “personal de pozo”, toda vez que se trata de trabajadores afectados a tareas que resultan inescindibles a las actividades mencionadas en el párrafo precedente, aquellos que desarrollan: (i) la operación y mantenimiento de instalaciones que sean necesarias para la producción de hidrocarburos y (ii) labores que fueran necesarias para la exploración y producción de hidrocarburos.

En ningún caso el personal administrativo califica como “personal de pozo” y tampoco deberá considerarse a todo otro personal -cualquiera fuera su puesto o categoría- que no encuadre como “personal de pozo”, puntualiza el decreto para definir entonces quien deberá pagar el impuesto.

“Dichos beneficios no resultarán aplicables para el personal directivo, ejecutivo y gerencial que desarrolla tareas en empresas petroleras amparadas o no por Convenios Colectivos de Trabajo, ni a ningún otro personal -cualquiera fuese su puesto o categoría- que no encuadre como “personal de pozo”, señala el artículo 82 (Ley 27.743), mencionado en el nuevo decreto.

El gobierno ruso y el cubano avanzaron en la idea de construir una refinería de petróleo en Cuba junto con empresas rusas, informó la agencia de noticias TASS citando a un alto legislador ruso, Alexander Babakov.

Una delegación de parlamentarios rusos encabezada por el presidente de la Cámara Baja, Viacheslav Volodin, se encuentra de visita en Cuba. Babakov dijo que durante el viaje se discutió la posible construcción de una refinería de petróleo.

Rusia y el Estado socialista cubano tienen una larga historia de estrechas relaciones que se remontan a los días de la Revolución Cubana de 1959, tras la cual La Habana recibió el apoyo de la Unión Soviética.

Rusia reanudó en marzo el suministro de crudo a Cuba tras un año de interrupción.
Venezuela es el principal proveedor de petróleo de Cuba, pero los envíos han disminuido en los últimos años. El año pasado, México exportó cantidades significativas de petróleo a Cuba, pero no lo ha hecho este año.

La provincia de Neuquén registró en junio un nuevo récord en la producción de petróleo al alcanzar los 400.931 barriles por día, 1,76 % más que en mayo y 24,86 % más que en junio del 2023. comunicó el gobierno.

La producción acumulada entre enero y junio de 2024 es 20,2 % mayor que la registrada para el mismo período del año pasado, según informó el ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén.

Este incremento con relación a mayo se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Sierras Blancas, Bandurria Sur, Bajada del Palo Oeste, La Calera; y Aguada del Chañar.

En tanto, la producción de gas en junio fue de 104,23 millones de metros cúbicos por día, lo que representa una disminución con respecto a mayo del 1,29 %. Sin embargo, en comparación con junio de 2023, se produjo 14,5 % más. Y la producción acumulada del primer semestre de 2024 es 11,66 % mayor que la registrada para el mismo periodo del año pasado.

La disminución en la producción de gas respecto a mayo se explica, principalmente, por la caída en la producción de las áreas Loma La Lata-Sierra Barrosa; Rincón del Mangrullo; Aguada de la Arena; Aguada Pichana Oeste y la Rivera Bloque I, se describió.

La extracción no convencional de petróleo en junio representó 93,77 % de la producción total de Neuquén, mientras que el 88,55 % de la producción de gas es del mismo origen.

La Secretaría de Energía de la Nación destacó que en el primer semestre de 2024 el país logró un superávit comercial energético de 2.758 millones de dólares. Las exportaciones crecieron 26,8 % y las importaciones cayeron 55,1 por ciento.

“De acuerdo con los datos proporcionados por el último informe sobre comercio exterior del INDEC la Argentina logró por primera vez en 15 años un saldo positivo en su balanza comercial energética, con excepción del año de la pandemia (2020)”, comunicó la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

En el primer semestre de 2024 se registraron exportaciones de combustible y energía por 4.818 millones de dólares. Este número implica un crecimiento del 26,8 % frente al mismo período del año pasado en el cual la cifra fue de 3.798 millones. En particular, para el petróleo crudo, esa variación interanual positiva fue de 60,2 por ciento.

Para el mes de junio, la comparación interanual arroja un crecimiento de 24,2 %, equivalente a exportaciones por 629 millones de dólares, frente a 506 millones del mismo mes de 2023, se describió.

En el mismo sentido, el volumen de importaciones registrado para el rubro “Combustibles y lubricantes” decreció 55,1 % en relación al primer semestre del año anterior, lo que resultó de una cifra de 2.060 millones de dólares frente a los 4.587 millones que debieron importarse en 2023.

“Vamos por el camino correcto, dejando atrás el agotado modelo de autoabastecimiento y enfocándonos en las exportaciones”, destacó Rodriguez Chirillo.

El Sindicato de Petróleo y Gas de Río Negro, Neuquén y La Pampa respaldó el proyecto de instalación de la planta de liquefacción de gas natural en las costas atlánticas de la provincia de Río Negro.

El secretario general del sindicato, Marcelo Rucci, dijo que el desarrollo de la planta de GNL en la provincia de Río Negro significa no solo la integración territorial de la Patagonia Norte, sino sobre todo “se trata de procesar los hidrocarburos en el lugar en el que se producen. Siempre terminamos enviando lo que producimos a otra provincia o al exterior y perdemos todo lo que implica darle valor agregado a los productos de nuestra región y a nuestros recursos naturales. Necesitamos que el fruto de nuestro esfuerzo se quede acá”, señaló.

Rucci explicó que un proyecto de la magnitud del que impulsan YPF y Petronas “implica no solo la creación de fuentes de trabajo para hombres y mujeres de la región, sino sobre todo, el desarrollo de infraestructura para las comunidades que viven de una industria extractiva”.

En ese contexto, el dirigente destacó las gestiones del gobernador Alberto Weretilneck para “dotar de certidumbre y estabilidad jurídica” al proyecto de GNL y al Oleoducto Vaca Muerta Sur, que YPF construye para evacuar la cuenca neuquina por Punta Colorada.

“Estas inversiones en el territorio ponen en valor nuestros recursos naturales y humanos y ayudan al desarrollo industrial de la región con un impacto mínimo respecto a otras alternativas que se encuentran congestionadas en su logística”, concluyó el titular del sindicato de Petroleros Privados.

La Camara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) destacó que “En los últimos dos años Argentina triplicó su capacidad productiva de carbonato de litio”.

“La reciente inauguración de Centenario Ratones, cuarta planta de producción de litio en el país y la primera en Salta, se suma a una serie de nuevos proyectos y ampliaciones que triplicaron la capacidad instalada en tan solo dos años”, comunicó.

A principios de este mes se inauguró en Salta la planta de Centenario Ratones, con una capacidad de producción de 24.000 toneladas de litio carbonato equivalente (LCE), lo que eleva la capacidad instalada total para producir hasta 136.500 toneladas a nivel nacional. Su construcción empleó 2.500 personas y requirió de al menos U$S 870 millones de inversiones, describió la entidad.

En 2022, con únicamente dos operaciones funcionando, el potencial productivo nacional se ubicaba en las 37.500 toneladas LCE. Hablamos de “potencial productivo” o “capacidad instalada” ya que las nuevas plantas demandan un tiempo hasta poder producir a su máximo nivel. En 2022 la producción alcanzó las 35.050 toneladas, equivalentes a más del 93 % de su potencial ese año, se indicó.

En 2023 se puso en marcha Cauchari Olaroz, tercer proyecto nacional y segundo en Jujuy, que prácticamente duplicó la capacidad previa, gracias a su planta de 40.000 toneladas LCE, con una inversión de U$S 979 millones. En el pico de su construcción empleó a más de 3.300 personas, y actualmente en operación cuenta con más de 2.100 empleados.

La capacidad se multiplicó nuevamente con la entrada en producción de las ampliaciones de los dos proyectos de más larga data. Mina Fénix, inaugurada en 1997, y Salar Olaroz, con inicio en 2015, que añadieron 10.000 y 25.000 toneladas LCE respectivamente, llevando entonces la capacidad instalada total a 112.500 toneladas.

Una vez superados los procesos que permiten que las plantas operen a su máxima capacidad, esto se traducirá en mayores volúmenes de exportación y con ello, mayor ingreso de divisas al país, destacó la CAEM.

San Antonio Oeste (Río Negro) adhirió al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) establecido por la Ley Nacional 27.742 en consonancia con la decisión del gobierno provincial de calificar para terminar siendo elegida por el consorcio YPF-Petronas como destino del proyecto de instalación de una planta procesadora de Gas Natural Licuado y de un puerto para la exportación del GNL cuyo insumo se origina en los yacimientos no convencionales de la Formación Vaca Muerta.

“Quiero expresar mis felicitaciones al intendente Adrián Casadei por esta decisión tan importante para nuestro querido San Antonio Oeste por adherirse plenamente al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones”, expresó el gobernador Alberto Weretilneck, que también dejó expresado su objetivo de atraer grandes inversiones a la región, durante un encuentro en el Club del Petróleo, en la Ciudad de Buenos Aires.

El gobierno de Río Negro avaló el RIGI como parte de la denominada Ley Bases aprobada en junio por el Congreso, y pocos días después desde YPF se sostuvo que el proyecto GNL con Petronas debería estar enmarcado por dicho régimen general, cuyo contenido ha sido cuestionado por excesivo en sus concesiones fiscales, cambiarias y legales por otros gobernadores.

Entre ellos Axel Kicillof, gobernador de Buenos Aires, provincia en la que YPF-Petronas tenían previsto instalar la planta productora de GNL contando con la infraestructura portuaria de Bahía Blanca, si se daban ciertas condiciones técnicas y económicas para desarrollar una inversión no menor a los 30.000 millones de dólares.

El gobernador bonaerense ratificó su interés en alojar el proyecto y respaldarlo con incentivos específicos que deben ser aprobados por la Legislatura provincial, el Municipio y el Consorcio Puerto de Bahía Blanca. La estabilidad tributaria, la seguridad jurídica, la creación de empleos con participación de la industria local y el desarrollo de la producción de GNL para su exportación y también para el mercado interno, forman parte de los temas en consideración. Similar al RIGI. No igual al RIGI.

Mientras tanto, el Gobernador Weretilneck destacó la importancia de la adhesión al RIGI que diagramó el gobierno nacional con vigencia de por lo menos treinta años: “Este marco regulatorio marcará un nuevo capítulo en el desarrollo del Golfo San Matías, promoviendo su crecimiento y fortaleciendo el sector energético. Estamos abriendo las puertas a nuevas inversiones en la localidad que impulsarán el progreso económico y social que tanto necesita”, se entusiasmó.

Subrayó la colaboración entre el Gobierno provincial y el municipio para lograr un desarrollo sostenible y próspero: “Se vienen nuevos tiempos para San Antonio Oeste. Estamos trabajando juntos, provincia y municipio, para construir un futuro más próspero y lleno de oportunidades”, agregó el gobernador de Río Negro.

Durante el encuentro del martes en el Club del Petróleo, Weretilneck expuso las ventajas que posicionan a Río Negro en la competencia por la planta de gas natural licuado. Además de la profundidad del Golfo, se destaca la proximidad con la RN 3, el Puerto de SAE y el Sistema Interconectado Nacional de 500 kw.

El Golfo San Matías y la zona de Punta Colorada, presentan condiciones distintivas para la instalación de un puerto de aguas profundas debido a su ubicación relativa y profundidades naturales (superior a los 40 metros), describió.

La zona, se encuentra a pocos kilómetros de la Ruta Nacional 3, el Aeropuerto de San Antonio Oeste, el puerto de San Antonio Este, al Sistema Interconectado de 500 kw y la Línea Atlántica de 132 kw. Además, existe una infraestructura adecuada para el desarrollo del proyecto: accesos y logística (cercanía a Sierra Grande), describió ante los empresarios petroleros.

“El Golfo San Matías y la zona de Punta Colorada se presentan como una alternativa concreta al puerto de Bahía Blanca, que es por donde hoy pasa la mayor parte de la producción de Vaca Muerta. Su concreción, permitirá no sólo que los recursos lleguen a mercados internacionales de manera más rápida y eficiente, sino también de forma segura al constituirse como un puerto alternativo”, remarcó el gobernador ante el presidente de YPF, Horacio Marín.

La Secretaría de Energía, bajo la órbita del ministerio de Economía, dispuso mediante las resoluciones 161 y 175/2024, sendas convocatorias a Concurso Abierto de Antecedentes y Oposición para la designación de miembros del Directorio del ENRE, y del ENARGAS, respectivamente.

En el caso del Ente Regulador de la Electricidad, la S.E. dispuso previamente (artículo 1 de la R-161) dejar “sin efecto la Resolución 607 de julio de 2023 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía (gestión de Sergio Massa) por la que se convocó a concurso abierto de antecedentes y oposición para la designación de los cargos de presidente, vicepresidente y vocal primero del Directorio del ENRE, así como todo lo actuado en el marco del procedimiento de selección convocado mediante la mencionada resolución”.

Ya en el artículo 2 de la mencionada R-161, la cartera a cargo de Eduardo Chirillo convoca “a Concurso Abierto de Antecedentes y Oposición para la designación de los miembros del Directorio del ENRE, para los cargos de presidente, vicepresidente y vocal primero”.

En los considerandos de esta medida se puntualiza que “a través del Decreto 55/23 (de emergencia) se facultó a esta Secretaría a designar al Interventor del ENRE, y que mediante la Resolución 1/2023 la S.E. designó a Darío Oscar Arrué en el cargo de Interventor”.

Por el Artículo 8° del Decreto 55/23, se ordenó a la S.E. “en un plazo de 180 días, a revisar y/o reconducir y/o confirmar y/o anular, según correspondiera, el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENRE, entonces en trámite” en el marco de lo dispuesto en la R-607/2023.

El 21 de noviembre de 2023 el entonces Ministro de Economía puso a consideración del PODER EJECUTIVO NACIONAL la nómina de candidatos seleccionados para los cargos respectivos. Pero no se avanzó con el procedimiento ante la inminencia del cambio de gobierno.

Tomando como referencia el decreto 55/23, Energía consideró que “la continuidad del procedimiento instaurado por la referida Resolución 607/23 deviene inoportuno e inadecuado, dado que resulta incompatible con las actuales exigencias del interés público”.

“Dichas exigencias apuntan a permitir una amplia concurrencia de interesados en concursar para integrar el Directorio del ENRE en las actuales circunstancias fácticas y jurídicas, y evitar el perfeccionamiento de un proceso impulsado luego de casi CUATRO (4) años de intervención y a pocos meses de la finalización del plazo constitucional de la gestión de gobierno”, señaló la S.E.

El Artículo 57 de la Ley 24.065 (Marco regulatorio eléctrico) establece que el ENRE será dirigido y administrado por un Directorio integrado por CINCO (5) miembros, de los cuales uno será su presidente, otro su vicepresidente y, los restantes, vocales, quienes serán seleccionados, conforme al Artículo 58 de la citada ley, entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la materia y designados por el Poder Ejecutivo Nacional, siendo DOS (2) de ellos a propuesta del Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE).

Asimismo, y a través de la R-175 Energía convocó “a Concurso Abierto de Antecedentes y Oposición para la designación de los miembros del Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), organismo autárquico actuante en la órbita de esta Secretaría, para los cargos de Presidente, Vicepresidente, y Vocales Primero, Segundo y Tercero”.

A través del Decreto 55/23 también se facultó a Energía a designar al Interventor del ENARGAS y mediante la Resolución 5/2023 la Secretaría designó en el cargo a Carlos Alberto María CASARES.

El Artículo 53 de la Ley 24.076 (Marco regulatorio del gas) establece que el ENARGAS será dirigido y administrado por un Directorio de CINCO (5) miembros, uno de los cuales será el Presidente, otro el Vicepresidente, y los restantes vocales, designados todos ellos por el Poder Ejecutivo Nacional. El Artículo 54 de la misma Ley establece que dichos miembros serán seleccionados entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la materia.

En este caso, se encomendó la dirección del procedimiento de selección a la SUBSECRETARÍA DE COMBUSTIBLES GASEOSOS. Dicha Subsecretaría deberá constituir el Comité de Selección para el análisis y la evaluación de los antecedentes de los postulantes que se presenten al Concurso, cuyos integrantes desempeñarán sus funciones “ad honorem”.

Para los dos concursos las resoluciones respectivas establecen que “Vencido el plazo para la recepción de los antecedentes de los postulantes, el Comité de Selección contará con un plazo de CUARENTA Y CINCO (45) días corridos para el análisis inicial de las postulaciones recibidas y elaborará el listado de candidatos preseleccionados a ser entrevistados, debiendo notificarse debidamente a todos los postulantes. Durante el plazo señalado, el Comité de Selección podrá requerir a los postulantes la información adicional que considere pertinente para su análisis”.

El Comité de Selección respectivo contará con un plazo de CUARENTA Y CINCO (45) días corridos, contados a partir de la fecha de notificación del listado de candidatos preseleccionados, para llevar a cabo las entrevistas y elevar a la Secretaría de Energía una propuesta de ternas para cubrir cada uno de los cargos, cuando el número de postulantes lo hiciere posible, la que deberá basarse en una opinión fundada respecto de los antecedentes considerados”.

Dentro del plazo de DIEZ (10) días hábiles de recibida la opinión del Comité de Selección, la Secretaría elevará al Ministerio de Economía las ternas respectivas con su recomendación de la propuesta final de los candidatos a ocupar cada uno de los cargos concursados, juntamente con los antecedentes del proceso de selección desarrollado, para su posterior elevación al Poder Elecutivo Nacional.

Y-TEC empresa líder en el desarrollo de tecnologías para la industria energética, pondrá en marcha los Consorcios +VacaMuerta, los primeros en la Argentina que desarrollarán actividades de I+D+i enfocadas en el reservorio no convencional de hidrocarburos más importante del país.

Se trata de dos iniciativas lanzadas en conjunto: +VacaMuerta Productividad Sostenida y +VacaMuerta Recuperación Mejorada, centradas en dos áreas clave de investigación. Ambos consorcios serán gestionados y ejecutados por Y-TEC. Se informó.

El principal propósito de los consorcios +VacaMuerta es el de propiciar la asociación estratégica de las empresas involucradas en la cadena de valor para generar nuevo conocimiento y desarrollar soluciones de vanguardia que permitan innovar en la operación, incrementar el factor de recobro y acelerar sostenidamente la producción.

Y-TEC abrió una convocatoria para compañías interesadas en participar y presentará oficialmente las iniciativas el próximo 8 de agosto, en Berisso, provincia de Buenos Aires , donde funciona su sede, el centro de investigación y desarrollo más importante de la Argentina.

+Vaca Muerta Productividad Sostenida hará foco en la optimización de las técnicas de extracción primaria para incrementar la producción mediante mejoras en el uso de agentes de sostén; caracterización de la conductividad de fracturas y el incremento de su vida útil; mitigación del efecto parent-child; optimización de las prácticas de draw-down
y; y nuevas medidas para paliar las deformaciones de casing.

+VacaMuerta Recuperación Mejorada incorporará líneas de vanguardia a nivel mundial que permitirán, a mediano y largo plazo, maximizar la recuperación de hidrocarburos.

Entre ellas, establecer las condiciones operativas para la inyección de fluidos (surfactantes, gases o espumas); optimizar parámetros críticos; analizar factibilidades de aplicación; y proponer diseños para el desarrollo de las operaciones en campo.

Los consorcios +VacaMuerta son los primeros del mundo en su tipo dedicados a generar conocimiento para maximizar la productividad de la principal formación no convencional de hidrocarburos de la Argentina.

Considerada un reservorio con altísimo potencial de desarrollo para el país, que ocupa el segundo lugar a nivel mundial en gas no convencional y el cuarto en petróleo no convencional, Vaca Muerta tiene un enorme potencial para la obtención de gas (308 TCF) y cuenta con importantísimos recursos de petróleo que alcanzan los 16,2 miles de
millones de barriles (EIA: 2013).

Exxon Mobil suma un nuevo proyecto en Guyana. Se trata del aumento de la producción de petróleo para 2029 a más de 1.4 millones de barriles diarios. El plan de desarrollo del proyecto Hammerhead implica la perforación de hasta 30 pozos en el descubrimiento Hammerhead en 2018 en el bloque Stabroek, según el plan de Exxon que el Gobierno de Guyana hizo público el lunes.

Exxon es el operador del Bloque Stabroek frente a las costas de Guyana, desde el que el supermajor estadounidense y sus socios bombean actualmente más de 600.000 bpd.
Según los planes actuales, se espera que la producción de petróleo en Hammerhead comience en 2029 a través de otro buque FPSO (Floating Production Storage and Offloading), a un ritmo de entre 120.000 y 180.000 bpd.

Exxon y sus socios de Stabroek, la estadounidense Hess Corporation y la china CNOOC, producen actualmente todo el petróleo del país sudamericano, que se convirtió en la nación exportadora de petróleo más reciente a finales de 2019.

Los planes para el séptimo proyecto en Stabroek se están redactando tres meses después de que Exxon tomara una decisión final de inversión para su sexto proyecto, el desarrollo Whiptail de 12,7 mil millones de dólares frente a la costa de Guyana. El objetivo de Exxon es que el proyecto Whiptail comience a producir petróleo en 2027, añadiendo 250.000 bpd a la capacidad de producción de petróleo de Guyana.

Kuwait Petroleum Corporation (KPC) informó un descubrimiento de petróleo “gigante” en el campo Al-Nokhatha, al este de la isla kuwaití de Failaka, con reservas de petróleo estimadas en 3.200 millones de barriles.

El director ejecutivo de KPC, Sheikh Nawaf Saud Nasir Al-Sabah, dijo en un vídeo publicado por la compañía en X que las reservas del nuevo descubrimiento equivalían a toda la producción del país en tres años, informó Reuters.

El área estimada inicialmente del pozo petrolero recién descubierto es de alrededor de 96 kilómetros cuadrados, según KPC en su comunicado.

Agregó que las estimaciones preliminares de las reservas de hidrocarburos presentes en el pozo se estiman en aproximadamente 2,1 mil millones de barriles de petróleo ligero y 5,1 billones de pies cúbicos estándar de gas, lo que corresponde a 3,2 mil millones de barriles de petróleo equivalente.

El Fondo de Inversión Pública Saudita (PIF) y el segundo mayor fabricante de turbinas eólicas de China están cerca de llegar a un acuerdo para desarrollar una nueva planta en el Reino para ayudar a impulsar la producción de energía renovable mediante la construcción de una planta de fabricación de turbinas eólicas en Arabia Saudita como parte del plan del país.

El fondo soberano saudí y Vision Industries, una empresa privada de fabricación de energía renovable, podrían firmar un acuerdo con Envision Energy Co.según información que maneja Bloomberg

El acuerdo implicaría que el PIF, que controla casi 1 billón de dólares en activos, y los otros dos socios construirían una planta de fabricación de turbinas eólicas en Arabia Saudita como parte de los esfuerzos del Reino para localizar las cadenas de suministro, según las personas.

Se espera que Envision sea el inversionista mayoritario en la sociedad. Esta empresa ya tiene importantes negocios en Arabia Saudita, que está invirtiendo miles de millones de dólares en energías renovables para dejar de quemar petróleo para generar energía.

La empresa china suministra turbinas eólicas a Neom Green Hydrogen Co., valorada en casi 9 mil millones de dólares, que utilizará 4 gigavatios de energía solar y eólica para crear hidrógeno limpio.

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, reiteró el interés del gobierno de la Provincia para que el proyecto de producción de Gas Natural Licuado (GNL) que impulsan YPF y Petronas se desarrolle en el área de Bahía Blanca, tal como se había previsto en un acuerdo firmado en 2022 luego de gestiones del gobierno nacional anterior y ambas empresas.

En conferencia de prensa, el Gobernador anunció ahora la decisión de enviar a la Legislatura para su consideración un proyecto de Ley para un Régimen Provincial de fomento de Inversiones Estratégicas, aplicable a grandes inversiones.

El proyecto de industrialización del gas originado en Vaca Muerta contempla una inversión escalable desde 30 mil y hasta 50 mil millones de dólares en diez años, considerando el tendido de gasoductos, una planta separadora de gases, la planta elaboradora del GNL para su exportación desde instalaciones en el puerto bahiense. También se contempla la venta de GNL al mercado local.

El acuerdo firmado en su momento había derivado en la elaboración y envío al Congreso de la Nación de un proyecto de ley específico, que tuvo aprobación en Diputados y no llegó a tratarse en el Senado el año pasado. Vale decir que es anterior al RIGI, que en los últimos meses impulsó la Admnistración Milei y cuyo contenido ha si objetado por Kicillof, que entiende excesivas las medidas de incentivo dispuestas.

En conferencia de prensa, el Gobernador enfatizó que “voy a hacer todos los esfuerzos que estén a mi alcance para que esta importante inversión se realice en la provincia” al tiempo que se refirió a conversaciones que se han tenido con las empresas, quienes nos han dicho que se van a reunir para analizar (cuestiones técnicas y económicas) para definir el lugar de ubicacion”.

Kicillof sostuvo que “como gobierno podemos contrinuir a la realización del proyecto dentro del régimen que estamos proponiendo” (por caso la estabilidad tributaria), al tiempo que destacó que hay cuestiones contenidas en el proyecto que deben ser tratadas y aprobadas por el Municipio, y por el Consorcio Puerto Bahía Blanca.

El Gobernador describió al respecto que se está trabajando en el intercambio de pedidos de información desde y hacia las empresas para conocer el detalle preciso del proyecto. “Hemos recibido algo de informacion informal pero hemos solicitado precisiones en torno a varios puntos”.

“Vamos a seguir trabajando, y he firmado hace poco el decreto 554 donde se manifiesta que este proyecto es de interes provincial”, remarcó.

En las últimas semanas desde la propia YPF se planteó (su presidente y CEO, Horacio Marín) que la adhesión al RIGI resultaba una condición decisiva para poder establecer si el proyecto se realizaría en Buenos Aires, o en Río Negro. Pero la semana pasada Marín estuvo en Bahía Blanca y mantuvo reuniones con el intendente Federico Susbielles y directivos del Consorcio a cargo de la administración del puerto, uno de los más importantes del país.

En tanto, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, requirió a la legislatura provincial la pronta aprobación de la adhesión al RIGI.

Kicillof rechazó plantear este tema como una disputa política con Nación, a partir de que YPF es, desde 2012 y cuando él mismo era ministro de Economía (Administración de Cristina Fernández), una empresa de mayoría accionaria estatal, en la cual el gobierno central tiene incidencia.

“Hay decisiones que deben adoptar el gobierno municipal y el Consorcio del Puerto de Bahía Blanca”, señaló, y citó a modo de ejemplo cuestiones referidas a la disposición de determinados terrenos para alojar las instalaciones e infraestructura necesaria.

“Reforzamos nuestra confianza en que YPF y Petronas trabajarán con total rigurosidad para evaluar y decidir”, sostuvo Kicillof.

El presidente de Bolivia, Luis Arce, anunció el descubrimiento de un megayacimiento de gas en La Paz. De esta manera Bolivia vuelve a posicionarse como un importante productor de gas gracias al descubrimiento de 1,7 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural en el campo Mayaya, ubicado en la provincia de Caranavi, La Paz.

Arce detalló que las pruebas de perforación en el pozo Mayaya Centro-X1 Investigación Estratigráfica (MYC-X1 IE) confirmaron la presencia de hidrocarburos gaseosos y líquidos. Este descubrimiento no solo eleva a esta región como la tercera de mayor espectro productor de Bolivia, sino que también proyecta ingresos significativos para el país.

Se trata del descubrimiento más importante desde 2005. El gobierno espera una producción de hasta 10 millones de metros cúbicos de gas natural y entre 500 a 1.000 barriles de petróleo por día.

La última certificación de reservas de gas natural data de 2019 cuando alcanzaba 8,7 TCF (trillones de metros cúbicos), después de ese año no se han vuelto a cuantificar. Según YPFB la producción actual es de 40 millones de metros cúbicos diarios de gas

Armin Dorgathen, presidente de YPFB, informó que la perforación del pozo Mayaya Centro-X1 se completó en mayo de 2023, alcanzando una profundidad de 6.000 metros en 436 días sin accidentes. Este logro en el Área No-Tradicional Lliquimuni de la Zona del Subandino Norte demuestra la capacidad técnica y operativa de la petrolera estatal, aseguró.
El equipo de perforación Petrex PTX-27, con una potencia de 3000 HP, jugó un papel crucial en esta hazaña y marcó un avance significativo en la exploración de áreas no tradicionales. La nueva infraestructura y la expansión en La Paz no solo aseguran un suministro constante de gas y petróleo, sino que también consolidan a Bolivia como un exportador clave de gas natural.

YPF Luz anunció la construcción de un nuevo proyecto para continuar aportando energía renovable y competitiva a las industrias y empresas del país, a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER).

Se trata del Parque Solar Fotovoltaico “El Quemado 1”, que estará ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, a 53 km de la ciudad capital, y a 13 km de la localidad de Jocolí.

El proyecto desarrollado junto con EMESA (empresa mendocina de energía), está ubicado en una zona de alta radiación, y se estima que tendrá un factor de capacidad estimado de 31.4 por ciento.

En una primera etapa el parque contará con más de 330.000 paneles bifaciales de última generación instalados en una superficie de 350 hectáreas.

La potencia instalada de esta etapa será de 200 MW, que equivale a la energía que utilizan más de 180.000 hogares, y evita la emisión de más de 298.000 toneladas de dióxido de carbono al año. Su puesta en marcha se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses, y una inversión estimada de U$S 170 millones en la primera etapa.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó al respecto que “estamos felices de anunciar este proyecto que reafirma el compromiso con nuestra estrategia de acompañar a las empresas e industrias para que produzcan con energía eficiente y sustentable. Este nuevo parque nos permite ampliar a 8 provincias el desarrollo de nuestras operaciones a lo largo del país para continuar diversificando la matriz energética nacional”.

El Parque Solar Fotovoltaico El Quemado I permitirá a YPF Luz alcanzar 915 MW de capacidad instalada renovable. Actualmente, la compañía cuenta con 497 MW en operación y 418 MW en construcción, que corresponden al nuevo parque de 200 MW, al Parque Eólico General Levalle, de 155 MW en la provincia de Córdoba, y al Parque Eólico CASA de 63 MW, ubicado en Olavarría, provincia de Buenos Aires. Estos proyectos reafirman el liderazgo de YPF Luz en la provisión de energía renovable y su presencia federal en 8 provincias del país.

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado 1:

Inversión: U$S 170 millones.

Factor de capacidad: de 31,4 %.

Potencia instalada: 200 MW.
o Energía equivalente a más 180.000 hogares.
o Ahorro de 298.609 toneladas de CO2 al año.

Paneles: 337.212 paneles fotovoltaicos bifaciales.

Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.

Superficie: 350 hectáreas en una superficie total de 2.816.

El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico a través de la actual Línea de Alta Tensión 220 kV “Cruz de Piedra (Mendoza) – San Juan” que incluye la construcción de la nueva Subestación Transformadora El Quemado.

Fecha de inauguración: primer trimestre de 2026.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa de generación de energía eléctrica que lidera la transición energética desde 2013. Su misión es generar energía rentable, eficiente y sostenible, optimizando los recursos naturales para producir energía térmica y renovable. La compañía alcanzó una capacidad instalada total de 3,2 GW que abastece al mercado mayorista y a las industrias. Actualmente cuenta con una capacidad instalada renovable de 497 MW y está construyendo tres parques renovables que suman 418 MW adicionales.

Shell Argentina anunció un cambio en su gerencia desde el 1 de agosto. Germán Burmeister asumirá como nuevo Senior VP y Country Chair de Shell para Argentina, Chile y Uruguay en reemplazo de Ricardo Rodríguez, quien tomará nuevas funciones en Houston. Burmeister es Ingeniero en Petróleo por el ITBA y cuenta con un MBA de IAE Business School.

En sus 23 años de carrera en Shell, ocupó roles comerciales, de
estrategia y de gerencia en América Latina, África, Asia y Europa. Actualmente,
se desempeñaba como Senior VP y Country Chair de la compañía en Kazajistán.
“Vuelvo a la Argentina con la ambición de llevar nuestras operaciones en Vaca
Muerta al próximo nivel y con ello, hacer historia para Shell y para el desarrollo
de nuestro país”, adelantó el nuevo presidente.

Las operaciones de Shell en Vaca Muerta fueron elegidas Asset of the year del Shell en 2023 y se consolidan como un activo en crecimiento en el portfolio de Upstream de la compañía. “Es un orgullo tomar posición a poco de cumplirse los 110 años de Shell Argentina el próximo 10 de septiembre y poder continuar con un legado de muchos éxitos en Vaca Muerta gracias al compromiso y el esfuerzo de muchos colegas a lo largo de estos años”, celebró Burmeister

Perfil de Germán Burmeister

Burmeister se desempeñará como Senior VP y Country Chair de Shell Argentina, Uruguay y Chile desde el 1 de agosto. Actualmente es Senior VP y Country Chair de Shell Kazajistán desde agosto de 2021 y asumirá como Senior VP y Country Chair de
Argentina, Uruguay y Chile desde el 1 de agosto de 2024.

Lleva 23 años de carrera en Shell, ocupando roles comerciales, de estrategia y más recientemente, de gerencia, basado en Brasil, Nigeria, La Haya y Kazajistán.
Ingresó en la compañía en febrero de 2001 en el área de gas, desarrollando nuevos
negocios y representante de Shell en Comgas en Brasil.

En 2003, fue designado Senior Strategy Advisor para desarrollar la estrategia comercial y trading de gas en Europa. En 2006 pasó a liderar las actividades comerciales y los ventures no operados de Shell en Nigeria, Camerún y Gabón. Y entre 2011 y 2014, fue VP Group Strategy & Competitive Intelligence, con base en La Haya. Más tarde, entre2014 y 2021, residió en Brasil, donde ocupó las posiciones de Vice President Brasil y de VP Upstream Americas – Libra responsable de la producción offshore de petróleo y gas.
Desde 2021 hasta la actualidad es Senior VP y Country Chair de Shell Kazakhstan. Previo a su paso por Shell, ocupo diversos roles en America del Sur para ExxonMobil y Pluspetrol.
Es Ingeniero en Petróleo (ITBA) y cuenta con un MBA (IAE Business School).

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) firmó un acuerdo con Climate Group, organización internacional sin fines de lucro fundada en 2004 que busca impulsar la acción climática, para ser el implementador local de la iniciativa RE100 en Argentina. Los miembros de RE100 son algunos de los mayores consumidores de energía en todo el mundo.

Estas corporaciones están comprometidas con el uso de electricidad 100 % renovable al año 2050 y con acelerar el cambio hacia redes eléctricas sin emisiones de carbono. De las más de 400 entidades que engloba la campaña de RE100, 76 tienen presencia en Argentina, que a su vez es el tercer mercado eléctrico de Latinoamérica. El objetivo del acuerdo es movilizar a más corporaciones del país para que aborden las barreras políticas y de mercado que impiden que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable.

Este acuerdo de colaboración se trabaja desde hace un año, incluyendo reuniones presenciales en la 28ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28), celebrada en Dubai (Emiratos Árabes Unidos), como también en las oficinas de Climate Group en la ciudad de Londres (Inglaterra).

Martín Dapelo, miembro de Comisión Directiva y coordinador del Comité de Financiamiento de CADER sostuvo que “A partir de la interacción con las grandes empresas consumidoras de energía, vamos a identificar las barreras que hoy están demorando las inversiones. El sector privado es, sin lugar a dudas, quien puede moverse a mayor velocidad en relación a los cambios que requiere la transición energética para el cumplimento de los objetivos del Acuerdo de París”.

A partir de este acuerdo, CADER y Climate Group realizarán un evento en Buenos Aires el que se convocarán a las grandes empresas interesadas en participar de la iniciativa RE100, a fin de crear condiciones equitativas para una competitividad justa, eliminar barreras regulatorias e implementar marcos estables para facilitar la adopción de energías renovables y crear una estructura de mercado que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de energía limpia y sustentable.

“Este convenio aporta un valor agregado a CADER para que sus empresas socias ofrezcan servicios y contratos de energías renovables a los principales actores de la transformación energética en Argentina; a la par de brindar opciones locales para los grandes jugadores globales vinculados a Climate Group que aún no tienen identificada la oferta local disponible”, agregó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER.

“Como uno de los mayores mercados de electricidad en América Latina, Argentina tiene un papel fundamental en liderar la lucha de la región contra el cambio climático. Estamos encantados de trabajar con CADER para ayudar a las grandes corporaciones argentinas a tener un mayor acceso a la electricidad renovable y avanzar en la descarbonización del país”, afirmó Ollie Wilson, jefe de RE100.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, visitó las instalaciones de Profertil y Compañía Mega, en el polo petroquímico de Bahía Blanca, dos empresas participadas de YPF que están radicadas en ese importante nodo industrial.

También se reunió con el intendente de la ciudad, Federico Susbielles, y autoridades que administran el puerto, uno de los más importantes del país.

El CEO de Profertil, Marcos Sabelli, recorrió junto a Marín las instalaciones para interiorizarse (Marin) en el proceso productivo de la urea granulada, un fertilizante indispensable para el desarrollo de cultivos tales como el trigo, el maíz, la cebada y las pasturas, además de otros muchos productos fundamentales para las economías regionales en el país, como el limón y la yerba mate.

Profertil es la empresa productora de fertilizantes nitrogenados más importante del país.

Posteriormente, Andrés Scarone, CEO de MEGA, recibió al equipo de YPF en la planta donde visitaron las obras de ampliación que está llevando adelante la empresa.

Las obras de infraestructura incorporan un nuevo Tren de Fraccionamiento que, en una primera etapa, permitirá un incremento del 20 % en la producción de GLP, contribuyendo al desarrollo de la producción de gas natural de Vaca Muerta. También visitaron la Sala de Control que incorpora última tecnología facilitando la automatización de las operaciones.

MEGA es la empresa líder en el país en el procesamiento del gas natural y en el segmento Midstream a través del transporte de sus líquidos asociados. La compañía le agrega valor al gas a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos: etano, propano, butano y gasolina natural.

Más temprano, el presidente de YPF mantuvo una reunión con las autoridades del Consorcio del Puerto, y del municipio de Bahía Blanca, que conduce Federico Susbielles.

Dicho puerto y zonas aledañas fueron consideradoa a los efectos de la instalación de barcos procesadores de Gas Natural Licuado, y también para la construcción de una planta procesadora de GNL en tierra, en el marco del proyecto que comparten YPF y Petronas, y que suscribieron en 2022 con vistas a la exportación del GNL

Dicho proyecto se completa con la construcción de una planta de tratamiento y separación del gas producido en Vaca Muerta, y tres gasoductos de transporte. La inversión rondará los U$S 30 mil millones.

Este proyecto de producción de GNL tiene por alternativa la localidad de Sierra Grande, en Río Negro. La definición llegaría a mediados de 2025 y dependerá de las condiciones técnicas y económicas (de promoción) para su desarrollo.

La producción petrolera de Venezuela fue de unos 904.000 barriles por día (bpd) en el segundo trimestre del año, un alza del 4,62% en comparación con los primeros tres meses de 2024, cuando registró una media de 864.000 bpd.

Estas cifras oficiales vienen recogidas en un informe publicado por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

En junio, el bombeo de crudo en el país, que cuenta con reservas probadas de petróleo -unos 300.878 millones de barriles-, registró un crecimiento del 1,31 % respecto a mayo, al subir de 910.000 bpd a 922.000 bpd.

El presidente Nicolás Maduro, aseguró, a finales de junio, que la producción petrolera del país había llegado al millón de barriles por día con “esfuerzo propio” y a pesar de las sanciones estadounidenses contra este sector, retomadas en abril tras seis meses de alivio.

Maduro auguró más de tres millones de producción de crudo, sin dar una fecha aproximada para lograr esa meta que prometió. Convocó a empresarios extranjeros a invertir en el país asegurando estabilidad y seguridad jurídica.

Egipto aprobó cinco acuerdos para proyectos de exploración de gas y petróleo crudo para varias compañías internacionales y nacionales, con inversiones esperadas de alrededor de 200 millones de dólares, dijo el Gabinete egipcio en un comunicado.

“El Gabinete aprobó cinco proyectos de acuerdos de compromiso petrolero para la Compañía Egipcia de Gas Natural Holding (EGAS), la Corporación Egipcia General de Petróleo (EGPC) y varias compañías internacionales y nacionales, con inversiones esperadas de alrededor de 200 millones de dólares”, señala el comunicado.

Los acuerdos incluyeron un borrador de acuerdo de compromiso para buscar y explotar gas y petróleo crudo en el área offshore de North Port Fouad en el Mediterráneo entre EGAS y IEOC Production BV.

Los acuerdos incluyeron además un proyecto de acuerdo de compromiso para buscar y explotar gas y petróleo crudo en la zona offshore de South Noreste en el Mar Mediterráneo, entre EGAS y IEOC Production BV.

El Gabinete aprobó otro proyecto de acuerdo de compromiso para la exploración y explotación de gas y petróleo crudo en el área terrestre de North Al Khatatbah en el Delta del Nilo entre EGAS y ZN BV LTD.

Los proyectos de acuerdo también incluyeron un proyecto de enmienda al acuerdo de compromiso para buscar, desarrollar y explotar petróleo en el Área de Desarrollo de Horus en el Desierto Occidental entre EGPC, Tharwa Petroleum Company y General Petroleum Company (GPC).

Se aprobó otro proyecto de acuerdo de compromiso para buscar, desarrollar y explotar petróleo en la Zona de Desarrollo de South Dabaa (SD-3) en el Desierto Occidental entre EGPC y HPS International Egypt Limited.

Saudi Aramco estima emitir bonos internacionales denominados en dólares estadounidenses bajo su Programa Global de Bonos a Mediano Plazo.

Aramco contrató bancos para vender bonos con vencimiento a 10, 30 y 40 años. Estos bonos denominados en dólares son obligaciones directas, generales, incondicionales y no garantizadas de la compañía.

La emisión está gestionada por Citi, Goldman Sachs International y HSBC. JP Morgan, Morgan Stanley y SNB Capital también participan como colocadores conjuntos activos.

Otros coordinadores conjuntos de la emisión incluyen Abu Dhabi Commercial Bank, anb capital y Bank of China, junto con BofA Securities, BSF Capital y Emirates NBD Capital Limited.

También incluye First Abu Dhabi Bank, GIB Capital y Mizuho, ​​junto con MUFG, Natixis, Riyad Capital, SMBC Nikko y Standard Chartered Bank.

Aramco, que recurrió por última vez a los mercados globales de deuda en 2021 cuando recaudó 6.000 millones de dólares en sukuk de tres tramos, señaló en febrero que era probable que emitiera bonos este año.

Las empresas y los gobiernos del Golfo han recaudado fondos en los mercados de deuda este año para aprovechar las condiciones favorables del mercado; Arabia Saudita emitió 12.000 millones de dólares en bonos denominados en dólares en enero.

La Secretaría de Energía avanzó hacia la desregulación del sector eléctrico mediante la Resolución 150/2024, ya oficializada, por la cuál derogó la Resolución 2.022/2005, mediante la cuál se permitió a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO (CAMMESA) actuar como mandataria del Estado Nacional, “asumiendo tareas para las cuales no fuera originariamente constituida”, en alusión a la Ley 24.065 (Marco Regulatorio).

Energía describió que “como consecuencia del esquema de funcionamiento estipulado mediante la Resolución ahora derogada “CAMMESA realizó operaciones, entre las que se destaca la suscripción de contratos por instrucciones regulatorias, bajo la premisa de actuar en representación de los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y/o del MEM en su conjunto”.

“La efectiva aplicación de dicha resolución (2.022/2005) importó afectar relaciones con terceros ajenos al MEM con el compromiso exclusivo de fondos creados en el ámbito del MEM bajo la administración de CAMMESA (mandato regulatorio), y de fondos específicos destinados a financiar y/o garantizar las operaciones que se derivan de la instrucción impartida con aportes del FONDO UNIFICADO con destino al FONDO DE ESTABILIZACIÓN del MEM (instrucción Por Cuenta y Orden)”, se indica en los considerandos de la R-150.

CAMMESA entonces reduce ahora sus competencias y deja de ser intermediaria del sistema de contratos entre productores de gas, generadores de electricidad, transportistas y distribuidores, e industrias. Y también deja de gestionar en los intecambios binacionales de electricidad.

Energía enmarcó la nueva resolución haciendo hincapié en el decreto 55/2023 que declaró la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural que tendrá vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024. También en el DNU 70/2023.

“Como parte de las medidas a adoptar es necesario encauzar gradualmente al Sector Eléctrico Nacional con los principios contenidos en las Leyes 15.336 y 24.065, hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada, promoviendo un régimen de mayor libertad y competencia en el MEM, en consonancia con la actual política energética a los fines de reducir la intervención del ESTADO NACIONAL”, señaló la S.E.

Se trata de “propiciar un mercado en el que la oferta y la demanda realicen transacciones libremente, regulado por normativas que promuevan su funcionamiento autónomo y competitivo, contribuyendo a una mayor eficiencia y sostenibilidad económica”, indica la R-150.

Y agrega que “así las cosas, el ordenamiento del sector eléctrico importa dejar sin efecto esquemas normativos que no se condicen con los principios antes señalados, y que implican un involucramiento excesivo del ESTADO NACIONAL y/o CAMMESA en la operatividad y en el funcionamiento del MEM bajo la aplicación de la Resolución 2.022/05 de la S.E.”.

A partir de esta resolución, la Secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo avanzará con una serie de medidas post derogación de la 2.022/05 reorientando la política del sector.

Energía argumentó que “resulta indispensable coordinar y clarificar la actuación de los distintos entes estatales y de las empresas públicas y privadas del sector energético para lograr el abastecimiento de manera adecuada y, en caso de ser necesario, para tomar las medidas para minimizar el impacto socioeconómico, maximizar la eficiencia de las medidas y reducir el costo económico del funcionamiento del sector”.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó (miércoles 10/7) una subasta solicitada por ENARSA para ofrecer gas natural en FIRME para Consumidores en general.
Se trató de Gas de Escobar (Regasificación GNL) para un período de abastecimiento del 17/07 al 31/07/2024.

El máximo volumen ofrecido en venta fue de 11.000.000 metros cúbicos día a U$S 14,26 el MTBU. NO hubo ofertas de compra, por lo cual fue declarada DESIERTA.

Casi 800 estudiantes secundarios participaron durante la primera mitad del año de la décima edición de Instalando Calor Seguro, un programa de formación técnica, ética y de servicios que lleva adelante MetroGAS en conjunto con la Dirección de Escuelas Técnicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).

“La transferencia de conocimiento es uno de los objetivos de todas nuestras iniciativas, como así también brindar herramientas concretas que contribuyan a los estudiantes no sólo a insertarse en el mercado laboral sino también que generen valor en su carrera profesional”, resaltó Viviana Barilá, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS, durante la jornada de cierre del programa que se realizó en el Polo Educativo de Saavedra.

Instalando Calor Seguro cuenta con personal docente conformado por profesionales voluntarios de MetroGAS capacitado con una mirada integradora de 360 grados, para que el estudiante reciba herramientas para su desempeño funcional, la vida laboral y el cuidado de cuestiones éticas, legales, de negocios y de clientes.

Las horas de capacitación de los alumnos se acreditan como prácticas profesionalizantes en la propuesta curricular, tanto del Ministerio de Educación del Gobierno de la Ciudad como de la Dirección General de Cultura y Educación de la provincia de Buenos Aires.

En su lanzamiento en el año 2015, el programa tuvo una participación anual de 75 alumnos de dos escuelas técnicas. La asistencia se duplicó en 2016 tanto en el alumnado como en las instituciones de educación intervinientes y, con el paso de los años, Instalando Calor Seguro se convirtió en una herramienta con un fuerte valor social hasta alcanzar una concurrencia de 799 estudiantes de 16 escuelas solo en la primera mitad de este 2024.

Si bien los datos corresponden a la participación de escuelas técnicas de la Ciudad, el programa está destinado a todos los establecimientos educativos de la zona de distribución de gas de MetroGAS, es decir en todo CABA y en once partidos del sur del conurbano bonaerense.

“Junto a Metrogas, desde hace 10 años, colaboramos en el desarrollo de estudiantes técnicos en las especialidades de Construcciones, Mecánica, Electromecánica y Refrigeración como futuros gasistas matriculados de primera categoría, buscando su profesionalismo y una mejora en su futura inserción laboral”, explicó Eric Engler, de la Dirección de Educación Técnica de la Ciudad de Buenos Aires.

En la jornada de cierre, estuvieron presentes Federico Grosso, gerente de Gestión Técnica Comercial de MetroGAS; y Fernando Grutullini, jefe de Formación de la gerencia de Gestión de Talento de la compañía. Participaron contando sus experiencias Hernán Arévalo, analista de Planeamiento Técnico; Hernán Lechter Garbino, supervisor de Gestión Técnica Comercial; Lucía Pereyra, analista de Gestión Técnica Comercial; y Lucas Wittmann, jefe de Experiencia Operacional.

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Con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y del Secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodriguez Chirillo, se habilitó una planta compresora en Tratayén. La nueva infraestructura permite ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) en casi un 50 por ciento, generando un ahorro de divisas para el país por la menor importación estacional de gas.

“Estamos convencidos que, después del proceso de sustitución de importaciones, viene un trabajo serio para abastecer de gas a todo el Cono Sur”, aseguró el mandatario neuquino, y agregó que “también queremos salir con GNL, que se transforme en una realidad, porque nos da otro tipo de horizonte para trabajar con nuestro gas”.

Por su parte, el secretario de Energía, Chirillo, consideró que la obra “es fundamental” para la provincia y el país. Además, adelantó que se estima inaugurar dentro de un mes la infraestructura similar en Salliqueló (Buenos Aires), que es donde finaliza la Etapa I del GPNK. Está pendiente la extensión (Etapa II) proyectada hasta el sur de Santa Fe.

El gasoducto troncal tenía capacidad para transportar alrededor de 11 millones de metros cúbicos por día y ahora se amplió a 16. A esto se le sumará la planta compresora ubicada en Salliqueló, que está en ejecución. Con las dos funcionando, el ducto elevará su capacidad de transporte a más de 20 millones de metros cúbicos por día.

El gobernador y el secretario de Energía de la Nación estuvieron acompañados por el presidente de Energía Argentina SA (Enarsa), Juan Carlos Doncel Jones; y directivos de la constructora Sacde (de Pampa Energía) y de TGS : Oscar Sardi (CEO de TGS), Marcelo Quezada (Gerente de Midstream de TGS); Pablo Brottier Director Comercial de SACDE) y Andrés Varela (Gerente Regional de SACDE).

Asimismo, participaron el ministro de Infraestructura de la provincia, Rubén Etcheverry, el subsecretario de Energía, Minería e Hidrocarburos, Fabricio Gulino, y Carlos Casares (Interventor de Enargas).

Tras recorrer las instalaciones de la planta, las autoridades se dirigieron a la sala de control para presenciar el proceso de encendido del turbocompresor. En ese marco, el secretario Chirillo celebró “el enorme esfuerzo de los últimos seis meses para que hoy podamos inaugurar esta obra y sumar más capacidad de transporte para el gas de Vaca Muerta”.

Las autoridades nacionales y provinciales coincidieron en valorar el compromiso de ambos gobiernos y de las empresas involucradas en el proyecto para acelerar los trabajos pendientes y poner finalmente en funcionamiento la planta. Las tareas de construcción y el proceso de finalización de la obra implicó la generación de 360 puestos de trabajo.

El presidente de YPF, Horacio Marin, reiteró que ““la ventana para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta es ahora”, y con ello “vamos a ser un país exportador de energía en 2031 generando 30.000 millones de dólares para el país”.

En particular, sobre el proyecto de producción de GNL, afirmó que “ya tenemos el RIGI y el proyecto, ahora nos falta salir a buscar los compradores”, y puntualizó que podrían ser dos países europeos y la India.

El directivo realizó estas declaraciones al participar de la “XI Jornada de Energía”, organizada por el diario Río Negro, que tuvo lugar en la provincia del Neuquén.

Sobre la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta, la compañía acelera su actividad con 14 equipos de perforación activos, y poniendo foco en la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur que va a permitir liberar el “cuello de botella” en el transporte de crudo.

Al respecto señaló que “ya tenemos en la calle la licitación para el segundo tramo del proyecto Vaca Muerta Sur. En noviembre deberían comenzar las obras”.

Marín reconoció el potencial que tiene el país en otros proyectos por fuera de Vaca Muerta como pueden ser Palermo Aike. en Santa Cruz. y el offshore. “Existe una continuidad de la formación (geológica) de Namibia en el Mar Argentino”, afirmó.

Asimismo, Marín destacó los avances en otros aspectos del Plan 4×4 donde la compañía logró récords de eficiencia y productividad, en el desarrollo de pozos en Vaca Muerta, y en la producción en la Refinería de La Plata.

“Ya estamos trabajando con Toyota para implementar el programa Toyota Well, que nos permitirá en el corto plazo mejorar la productividad en la construcción de los pozos”, destacó.

Genneia, compañía líder de energías renovables en el país acompaña a Plaza Logística, principal empresa por superficie en el desarrollo y administración de parques logísticos de vanguardia, en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina durante el 2023 a través de la entrega de 569 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU’s).

Con el objetivo de reducir el impacto ambiental, se neutralizó la huella de carbono de Alcance 1 y 2 que refieren a la descarbonización, tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones, como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad en las áreas comunes de sus seis parques logísticos y su oficina central.

Plaza Logística continúa avanzando en materia de construcciones verdes mediante la adopción de estándares ambientales al momento de desarrollo de sus parques y en la implementación de iniciativas que representan una oportunidad para reducir las emisiones de CO2.

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI.

Actualmente son promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmados anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.

“Nuestro compromiso se basa en integrar en nuestro modelo de negocio prácticas
responsables con el medio ambiente. La medición, reducción y compensación de nuestra huella de carbono busca contribuir a un futuro cada vez más sostenible. Para nosotros es una gran oportunidad contar con Genneia en este proceso de compensación de nuestras emisiones generadas en 2023”, expresó María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.

Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia agregó: “Nos sentimos orgullosos de acompañar a Plaza Logística en este proceso que implica un compromiso muy grande de ambas empresas en continuar luchando contra la crisis climática. Estas acciones nos permiten visibilizar la importancia de implementar prácticas amigables con el ambiente y dar respuestas concretas e inmediatas a la crisis climática mundial que nos encontramos atravesando”.

Plaza Logística es una compañía dedicada al desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente. Cuenta con seis parques logísticos ubicados estratégicamente en Ciudad y Provincia de Buenos Aires. Adopta estándares ambientales LEED y/o EDGE en el proceso de construcción de sus parques logísticos y certifica su administración bajo Normas ISO 9001, ISO14001 e ISO 45001.

La compañía desarrolla proyectos que tienen como premisa apuntalar el futuro de la logística y el e-commerce, que permitió que, a diario, más personas elijan realizar sus compras de manera online, mientras las empresas fortalecen sus canales digitales de venta por la velocidad, seguridad y ventajas que brindan a los usuarios.

A partir de las alianzas desarrolladas con compañías líderes, Plaza Logística desarrolla espacios de distribución de última generación que permiten acortar la última milla y entregar de manera precisa y veloz los pedidos gracias a la inversión en infraestructura, la adopción de tecnologías innovadoras y al aumento de la confianza en las compras online.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. Con la entrada en operación
del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) inició una campaña telefónica dirigida a usuarios de EDENOR y EDESUR que, por contar con Tarifa Social, accedieron de manera automática al subsidio correspondiente al Nivel 2 de la segmentación energética. A través de un mensaje grabado, se les indica que deben anotarse en el registro RASE.

Lo hará por teléfono, con miras a informarles que deben inscribirse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía para conservar el beneficio.

Vale señalar entonces que el Gobierno cortará los subsidios a tales usuarios actualmente beneficiarios de la Tarifa Social que no realizaran antes del 5 de agosto próximo su inscripción individual en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía.

Habían quedado comprendidos en dicha categoría por una resolución de la Secretaría de Energía durante el gobierno de Alberto Fernández. Disposición 3 de 2022 de la Subsecretaría de Planeamiento Energético.

De acuerdo a estimaciones oficiales, habría 1,7 millones de usuarios que quedaron “automáticamente” inscriptos en el registro de subsidios porque ya recibían la tarifa social pero no cumplieron con el requisito de inscripción en 2022, cuando se activó el esquema de segmentación tarifaria en las categoría N1 (altos ingresos), N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios).

Los N2 entonces ahora están obligados a presentar la información que pide el RASE para no perder todo el subsidio.

El requisito de este trámite quedó planteado en la Resolución 90/2024 de la Secretaría de Energía, publicada el 4 de junio. “Deberán inscribirse en forma individual, dentro de un plazo de 60 días corridos desde la vigencia de la presente medida”, advirtió esa resolución. El riesgo entonces es el de pasar a pagar la tarifa plena de este servicio, que ya rige para los usuarios N1.

El Gobierno aclara que “los usuarios que ya hubieren solicitado su inclusión en el RASE no tendrán necesidad de volver a inscribirse”, de modo que no afecta a usuarios que ya están en dicho registro.

Cabe referir que si algún usuario estuviera comprendido por error u omisión en la N1 podrá solicitar una revisión de su situación para ajustarla a su real condición económica. Al menos mientras perdure el actual esquema tarifario.

El crecimiento de la producción de petróleo en Brasil fue de 3,9% en comparación con el mes anterior y gas natural, 6,6%. La ANP (Agencia Nacional de Petróleo) publicó los datos consolidados de la producción nacional de hidrocarburos. En el mes, se produjo un aumento en la producción de petróleo y gas natural, y también en la producción presal. 



La producción total (petróleo y gas natural) fue de 4.234 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). 

En cuanto al petróleo, se extrajeron 3.318 millones de barriles diarios (bbl/d), un crecimiento del 3,9% respecto al mes anterior y del 3,6% respecto al mismo mes de 2023. 

La producción de gas natural en mayo fue de 145,63 millones de metros cúbicos por día (m3/d). Hubo un aumento del 6,6% en comparación con abril de 2024 y del 0,8% en comparación con mayo de 2023.



Presal



La producción total (petróleo y gas natural) en la presal, en mayo, fue de 3.314 millones de boe/d y correspondió al 78,3% de la producción brasileña. 

Esta cifra supone un incremento del 5% respecto al mes anterior y del 3,7% respecto al mismo mes de 2023. 2.599 millones de bbl/d de petróleo y 113,73 millones de m3/d de gas natural se produjeron a través de 145 pozos.



Uso de gas natural



En mayo, el uso de gas natural fue del 97,6%. 46.75 millones de m3/d se pusieron a disposición del mercado y la quema fue de 3,55 millones de m3/d. Hubo un descenso del 9,5% en la quema, en comparación con el mes anterior, y del 14,2% en comparación con mayo de 2023.



Origen de la producción



En el mes, los campos marítimos producían el 97,5% del petróleo y el 86,2% del gas natural. Los campos operados por Petrobras, solos o en consorcio con otras empresas, fueron responsables del 88,88% del total producido. La producción se originó en 6.549 pozos, de los que 504 fueron marítimos y 6.045 terrestres.



Campos e instalaciones



En mayo, el campo Tupi, en la presal de la Cuenca Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas, registrando 755.460 mil bbl/d de petróleo y 37.01 millones de m3/d de gas natural. La instalación con mayor producción de petróleo y gas natural fue la FPSO Guanabara, en el yacimiento compartido de Mero, con 179.546 bbl/d de petróleo y 11,68 millones m3/d de gas.



Acerca del Boletín de Producción de Petróleo y Gas



Además de la publicación tradicional en .pdf, es posible consultar los datos del boletín de forma interactiva utilizando la tecnología Business Intelligence (BI). La herramienta permite al usuario cambiar el mes de referencia para el que quiere la información, así como diferentes selecciones de periodos para consultas y filtros específicos para campos, estados y cuencas. 

A partir de la divulgación de enero de 2024, las consultas se incluyeron por régimen contractual, indicativas de campos marginales y campos maduros y el filtro de operador del tiempo del período elegido en la consulta. 

Se esperan variaciones en la producción y pueden producirse debido a factores como paradas programadas de unidades de producción debido al mantenimiento, entrada en operación de pozos, parada de mantenimiento o limpieza, inicio de la puesta en marcha de nuevas unidades de producción, entre otros. Tales acciones son típicas de la producción de petróleo y gas natural y buscan un funcionamiento estable y continuo, así como un aumento de la producción a lo largo del tiempo.

Pan American Energy y Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación de un barco de licuefacción en Argentina que producirá gas natural licuado (GNL) destinado a los mercados de exportación, informó PAE.

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.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE, afirmó que “buscamos ser protagonistas del desarrollo de los recursos de gas natural de Argentina. El acceso del gas a los mercados mundiales a través de este barco flotante de licuefacción es un primer gran paso para que nuestro país se convierta en un polo exportador generador de divisas. Estamos en negociaciones con YPF y otras compañías del sector para que se sumen al joint venture que formamos con Golar”.

Asimismo, Bulgheroni sostuvo que “la Ley Bases y el RIGI permitirán iniciar un camino de crecimiento y fomentar las inversiones que el país necesita para desarrollar su enorme potencial energético y la generación de nuevos puestos de trabajo”.

La implementación del acuerdo, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, prevé la posibilidad de sumar un mayor número de barcos flotantes de licuefacción y el ingreso de otros productores de gas de Argentina, se indicó.

Inicialmente, el barco flotante se abastecerá de gas natural utilizando la infraestructura y capacidad existente del sistema en los meses del año con menor demanda local. Con posterioridad el objetivo es que pueda operar todo el año.

PAE y Golar firmaron un acuerdo por el que PAE suministrará el gas natural al barco flotante de licuefacción de GNL, mientras que Golar proveerá el servicio de licuefacción mediante el alquiler del buque con una estructura de tarifa base y un beneficio adicional sujeto a los precios internacionales del commodity.

El buque de Golar, denominado Hilli Episeyo, tiene una longitud de casi 300 metros. Fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017.

Golar LNG es una empresa noruega de infraestructura marítima de GNL. A lo largo de sus 75 años de historia la compañía ha sido pionera en infraestructura marítima de GNL, incluida la primera terminal flotante de licuefacción de GNL (FLNG) y proyectos de unidad flotante de almacenamiento y regasificación del mundo basados ​​en la conversión de buques de GNL existentes.

Golar posee la flota de unidades FLNG más grande del mundo por capacidad de licuefacción anual, con un historial operativo líder en el mercado.

YPF logró un récord de producción de naftas en la Refinería del Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi (Ensenada), con un volumen formulado de 277.098 metros cúbicos.

En mayo, la Refinería produjo 174.397 metros cúbicos de naftas súper y 102.701 metros cúbicos de naftas premium que incluye una exportación a Uruguay, informó la compañía.

El último récord mensual había sido en diciembre de 2023. La Refinería Ensenada es la más grande de Argentina y una de las más importantes en América del Sur.

Productores de biocombustibles reclaman al Gobierno Nacional medidas que estimulen al sector.

La gerenta general de la Compañía Azucarera Los Balcanes, Catalina Rocchia Ferro, pidió a la administración del presidente, Javier Milei, medidas que impulsen la producción de biocombustibles en el país. “Señor Presidente, ¿cuál es su plan con respecto a los biocombustibles? Es una economía regional muy importante para el norte y estamos sin rumbo”, manifestó la empresaria en la red social X.

La Secretaría de Energía de la Nación actualizó el mes pasado los precios de los biocombustibles elaborados con caña de azúcar y con maíz, que se utilizan para la mezcla obligatoria con las naftas y con el gasoil.

Los valores permanecían congelados desde enero pasado. Sin embargo, los productores del sector consideran que, a causa de la inflación, los precios del etanol están retrasados.

Esto, señalan los empresarios, afecta la previsibilidad de la producción y genera pérdidas para las empresas. Por disposición de la Secretaría de Energía de la Nación el litro de bioetanol elaborado a base de caña de azúcar cuesta $ 635, mientras que el elaborado a base de maíz, cuesta $ 582.

Los datos recientes de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) y la Organización para la Alimentación y la Agricultura (FAO, por sus siglas en inglés -Food and Agriculture Organization), la Argentina ocupa el octavo lugar del ranking mundial de producción de etanol, con el 1 % de la proporción total (elaborado con caña de azúcar y maíz).

El primer productor es Estados Unidos, con el 46,4 % (todo de maíz); siguen Brasil (25,2 %, de caña de azúcar y maíz), China (7,9 %, de maíz y yuca), la Unión Europea (5,3 %, de remolacha azucarera, trigo y maíz), India (4,3 %, de caña de azúcar, arroz, maíz y trigo) y Canadá (1,6 %, de maíz y trigo).

La Subsecretaría de Ambiente de la Nación realizó la segunda consulta del año en relación a la actividad hidrocarburífera off shore en el Mar Argentino. En esta ocasión, sobre el Proyecto Shell de Registro Sísmico 3D en los bloques CAN 107 y CAN 109.

Ana María Vidal de Lamas, Subsecretaria de Ambiente de la Nación señaló al respecto que “La realización de estas instancias de participación ciudadana y de acceso a la información pública ambiental se ajusta a los compromisos que nuestro país ha adoptado en el marco del Acuerdo de Escazú”.

Se trató entonces de la Audiencia Pública 2/24 para considerar el Proyecto Shell de Registro Sísmico 3D en los bloques CAN 107 y CAN 109 en el Mar Argentino. “Se han incorporado en forma progresiva los instrumentos de participación ciudadana”, agregó la funcionaria al expresarse en la audiencia llevada a cabo el 3 de julio.

El resultado de la audiencia fue nuevamente de masivo apoyo a la actividad, con 60 % de participaciones a favor del proyecto, según un conteo preliminar. En total se registraron 304 oradores y, si bien el resultado de este tipo de audiencias no es legalmente vinculante, los resultados son tomados como un termómetro que mide la temperatura de la opinión pública acerca del tema en consideración.

Apoyo político

En este encuentro virtual realizado a través de la plataforma YouTube participaron autoridades nacionales y provinciales, representantes de empresas, de instituciones y cámaras; así como ciudadanos que participaron a título personal.

Además de la subsecretaria, se contó también con el testimonio del Secretario de Turismo, Ambiente y Deportes, Daniel Scioli; de Eduardo Oreste, Subsecretario de Combustibles Gaseosos de la Secretaría de Energía; y de Luis de Ridder, Subsecretario de Combustibles Líquidos de la misma cartera.

El subsecretario De Ridder valoró “que este sea un punto de inicio para que podamos continuar con el desarrollo de todos los recursos naturales que tenemos, y que sirvan para el desarrollo en otras partes del mundo”.

Su similar de Combustibles, Eduardo Oreste, agradeció a “las empresas que lideran este proyecto, por brindarnos a los argentinos la posibilidad de conocer qué recursos tenemos en nuestro mar, y respaldarnos en la intención de desarrollar esos recursos para las generaciones venideras”.

El diputado nacional Martín Maquieyra (Propuesta Republicana), respaldó la actividad offshore asegurando que “sin desarrollo no hay forma de salir de la pobreza; y el desarrollo implica dar oportunidades, potenciar una industria y generar empleo”.

“Negarnos a aprovechar nuestros recursos es negarnos al desarrollo y seguir apostando por una Argentina pobre”, resumió y aludió también al factor territorial: “¿Por qué explorar nuestros mares? Principalmente porque es el ejercicio de la soberanía que nuestra Constitución nos demanda”.

Desde el ámbito empresarial se analizó y se acompañó el Proyecto Shell de Registro Sísmico 3D en los bloques CAN 107 y CAN 109 en el Mar Argentino.

Verónica Staniscia, gerente de Relaciones Corporativas Shell, refirió que “Desde 1914, la historia de Shell Argentina y la del desarrollo energético fueron siempre de la mano: hemos generado y abastecido de energía y derivados a toda la población argentina”, recordó, y agregó que la empresa busca ahora contribuir a la exploración costa afuera de la Cuenca Argentina Norte para seguir con el desarrollo energético argentino”.

Aseguró que la empresa “sabe cómo llevar adelante la actividad offshore de manera eficiente y segura para los trabajadores y las comunidades costeras; cuidando el medio ambiente y las especies presentes en el mar”, y concluyó: “desde Shell apoyamos el Acuerdo de París, como lo hace la Argentina, para alcanzar un mundo con cero emisiones netas de carbono”.

También desde Shell, Gabriela Depine, gerente del Proyecto, elaboró un resumen técnico: “Los datos sísmicos han aportado un inmenso valor a la industria del petróleo, y ahora esta tecnología también se utiliza en el sector de las nuevas energías, como en la captura y almacenamiento de carbono y en la energía eólica”.

Detalló que “el punto de prospección sísmica más cercano a la costa se encuentra a 213 km de distancia, equivalente a la distancia entre Mar del Plata y Tandil”, por lo que negó que los buques o la actividad puedan observarse desde la costa.

Mariano Miculicich, representante técnico de Serman & Asoc., presentó aspectos del relevamiento sísmico 3D. “En cuanto a medidas de mitigación y Plan de Gestión Ambiental, se aplicará todo lo requerido el programa de monitoreo de fauna marina en la Resolución 201. Las dos medidas de mitigación principales a aplicar son las denominadas soft start o “arranque suave” y shutdown o interrupción del aire comprimido”, dijo.

En su mayoría, afirmó, “los impactos han resultado en bajos y muy bajos, aunque algunos luego de aplicar las medidas de mitigación siguen resultando en impactos moderados”.

Desde Equinor Argentina, Emilio Cafoncelli dio el total apoyo de la compañía al proyecto, “ya que contribuirá con el desarrollo de los recursos energéticos que le permitan a la Argentina no sólo lograr su seguridad energética, sino también posicionarse como un proveedor confiable de energía a todo el mundo”.

Desde YPF, su gerente de Exploración, Sebastián Arismendi, reclamó “perseverancia, foco, método, estrategia, experiencia, eficiencia y know how”. “Shell en particular y cada una de las operadoras involucradas, poseen todas y cada una de estas características”, remarcó.

Representantes de la sociedad civil

Para esta consulta, además de autoridades y empresas, participaron instituciones profesionales sin fines de lucro, cámaras y representantes de la comunidad científica, académicos, y otros miembros de la sociedad civil.

El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) estuvo presente a través de sus directores. Daniel Rellán, Director Técnico, resumió: “Apoyamos la realización del proyecto por la importancia que tiene en términos económicos, de ingresos para el país y desarrollo de puestos de trabajo, y descartó riesgos: “Gracias a la aplicación de estándares de seguridad y cuidado del ambiente de Shell, el riesgo de un eventual incidente durante la actividad sísmica es muy bajo”.

Desde la Dirección de Asuntos Institucionales del IAPG, Martín Kaindl, señaló que “La industria del petróleo y el gas cuenta con tecnología y con recursos humanos altamente capacitados que permiten llevar a cabo este tipo de prospección con altos estándares de seguridad ambiental y operativa”.

Eugenio Ferrigno, Presidente de la Society of Petroleum Engineers de Argentina (SPE), aseguró que “sin investigación no se puede tomar buenas decisiones. Shell expresa cuáles son las tecnologías de última generación que serán utilizadas, cuáles son los procesos de mitigación y por qué esto no afecta de ninguna manera o no genera las complicaciones que se han manifestado”.

Pablo Amoedo, Gerente de Proyectos de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina (ARPEL) señaló que “sea como práctica corporativa o porque lo exigen las regulaciones del país donde operan, como ocurre en la Argentina, las empresas que hacen estudios sísmicos cumplen con una serie de procedimientos para garantizar que la vida marina está protegida contra daños directos o indirectos de sus operaciones”.

Desde ARPEL también, su Secretario Ejecutivo, Carlos Garibaldi recordó que “La Argentina cuenta con más de cinco décadas de experiencia exitosa en las operaciones hidrocarburíferas en el mar argentino”, por lo que es de esperar que “el suministro de petróleo y gas debe continuar en paralelo con los esfuerzos de diversificar la matriz energética con fuentes de energía renovable; encarar la transición no significa realizar una conversión general instantánea”.

Alberto Calsiano, Jefe del Departamento de Energía de la Unión Industrial Argentina (UIA), afirmó que “hace décadas que la actividad offshore se encuentra presente en todos los mares y conviven con la pesca y el turismo. En América Latina, la Argentina fue uno de los países pioneros en emplear el offshore y acumula más de 50 años explorando el mar continental en búsqueda de hidrocarburos y produciendo gas en pozos marinos de la Cuenca Austral”.

Marcelo Guiscardo, presidente del Cluster de Energía de Mar del Plata, afirmó que “estos proyectos nos dan al puerto de Mar del Plata, al Consorcio y a las empresas del Clúster de Energía el galardón de haber convertido a Mar del Plata en un puerto offshore”. Y repasó lo realizado hasta ahora: “Hemos podido comprobar que la sísmica y la perforación del primer pozo que se hizo en el CAN-100 se hace con todos los niveles de seguridad y de cuidado del ambiente”.

Mario Lavia, secretario adjunto de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles, manifestó el apoyo del gremio que conduce a la actividad offshore: “Apoyamos firmemente la realización de las actividades de sísmica y exploratorias en el Mar Argentino”.

YPF volvió a romper un récord de velocidad de perforación en Vaca Muerta, luego de haber realizado 1.543 metros de rama lateral en 24 horas, informó la compañía.

El hito se consiguió en el yacimiento La Angostura Sur, como parte de un pozo donde se alcanzó el total de 5.542 metros en 16 días. Con este proyecto, YPF buscar abrir las fronteras del desarrollo de Vaca Muerta al sur de Loma Campana, donde hoy concentra la mayor actividad.

De este modo, la compañía vuelve a mostrar una mejora en la eficiencia, que le permitió en los últimos años perforar cada vez rápido y a un costo menor, reduciendo los tiempos no productivos de los equipos e incorporando tecnología y conocimientos de última generación.

La compañía prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.

Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo, se indicó.

Turkmenistán e Irán acaban de firmar un contrato para el suministro anual de 10 mil millones de metros cúbicos de gas. El gas turcomano se enviará de Irán a Irak.

El acuerdo fue anunciado por el Ministerio de Asuntos Exteriores de Turkmenistán, que no indicó el valor monetario del contrato, según The AP.

A su vez, las empresas iraníes construirán un nuevo ducto de 125 kilómetros (77 millas) hacia Irán para ampliar la capacidad de entrega de Turkmenistán. Turkmenistán planea aumentar sus suministros de gas a Irán a 40 mil millones de metros cúbicos al año.

El año pasado Irak enfrentó interrupciones en el suministro de gas iraní, que representaba alrededor del 40% de sus importaciones.

Turkmenistán depende en gran medida de los ingresos procedentes de las ventas del gas de sus vastas reservas. China es su principal cliente.
Turkmenistán está construyendo un gasoducto para suministrar gas a Afganistán, Pakistán e India.

Por Santiago Magrone

El Vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, sostuvo que la decisión respecto de la ubicación de la futura planta productora de Gas Natural Licuado, que forma parte del proyecto de inversión ARG-LNG, “será tomada junto con Petronas (socia de YPF en este plan de alta inversión) luego de realizar la correspondiente evaluación técnica y económica” de las opciones que se presentan: Bahía Blanca, en Buenos Aires, o el Golfo San Matías, en Río Negro, “no necesariamente en Punta Colorada”, afirmó. Estimó que ello se resolverá “a mediados de 2025”.

“Se trata de un proyecto en el que se venía trabajando desde la gestión anterior y que ahora queremos encauzar, pensado para la exportación de gas producido en Vaca Muerta, que podría arrancar en 2029, vía un barco procesador y de almacenaje, con un volúmen de exportación de 9 millones de toneladas año”, explicó.

Añadió que también podrá recurrirse a un segundo barco similar para aumentar producción y las exportaciones de GNL hacia 2032/33.

“Hacia 2035 (planta on shore mediante) podríamos estar exportando más de 20 millones de toneladas año y luego continuar escalando en la producción a razón de 30 MTPA por año”, agregó.

En las últimas semanas el presidente de YPF, Horacio Marín, manifestó que el desarrollo de este proyecto, con inversiones de entre 3 y 40 mil millones de dólares, requerirá contar con el RIGI (Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones) recientemente aprobado, aunque cuestionado por el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, quien considera excesivo su contenido (en materia fiscal, cambiaria, legal, y plazos).

Kicillof incluso recordó que para esta importante iniciativa de inversión se había elaborado un proyecto de ley específico que llegó a tener la aprobación en Diputados, restando su tratamiento en el Senado a finales del gobierno nacional anterior.

Marín llegó a la conclusión de que el destino de la planta de GNL estaría atado a esta cuestión, y afirmó que ya estaba en contacto con ambos gobernadores (Alberto Weretilnek en Río Negro).

Luego de la presentación de Gallino, en el Centro Argentino de Ingenieros, el directivo no fué taxativo ante una consulta de E&N acerca “del RIGI sí sí para este proyecto”. No entró en consideraciones políticas y se limitó a señalar: “no necesariamente, depende de las condiciones que se ofrezcan para su desarrollo”.

Ante el auditorio acababa de señalar que “Argentina está dando los pasos que tiene que dar. El gas está en Neuquén y hay que traerlo para procesar y para exportar a un precio competitivo, del orden de los ocho dólares por millón de BTU, en el mercado internacional”.

El proyecto se integra con la construcción de tres gasoductos, una planta de tratamiento del gas, Servicios asociados (portuarios, energía, agua cruda), y la planta de licuefacción.

Gallino hizo hincapié en que “éste es un proyecto para la Argentina, no sólo de YPF, y ya estamos conversando con todas las compañías interesadas en desarrollar el GNL” (y que esbozaron sus proyectos propios en los últimos dos años, por caso PAE y Pampa-TGS).

Gallino realizó una descripción del plan en el marco de una jornada organizada por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI), referida a “Grandes proyectos de inversión que transforman la Argentina”. Se presentaron además, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur, también impulsado por YPF, y proyectos para la exportación de gas por ductos a nivel regional, descriptos por Daniel Ridelener, CEO de Transportadora de Gas del Norte (TGN).

En la misma jornada se expusieron además dos proyectos de alta inversión en minería: Proyecto de Cobre “Los Azules” (McEwen Cooper y otros), y Proyecto de Litio Sal de Oro (Posco). Se saludó la aprobación del RIGI aunque se reconoció la favorable vigencia de la Ley de Minería datada en la década del 90.

Las presentaciones estuvieron a cargo de Pabo Bereciartúa (presidente del CAI) y las conclusiones a cargo de Juan José Aranguren.

Gallino (de extensa trayectoria en Techint) reiteró lo señalado en los últimos meses por el presidente de YPF (Marín, otro ex Techint) cuando presentó su plan de gestión para maximizar la rentabilidad de la principal empresa petrolera del país, de mayoría accionaria estatal desde 2012, que el actual gobierno procuró reprivatizar.

Describió que YPF podría llegar a exportar hacia 2032 crudo y gas por el equivalente a 30 mil millones de dólares anuales.

Por ello, además de incrementar su producción en el No Convencional (y desprenderse a medio centenar de áreas Convencionales maduras) encaró el desarrollo del Oleoducto Vaca Muerta Sur. Es para transportar crudo desde Neuquén hasta Punta Colorada (Río Negro), localidad en la cual existen algunas instalaciones de la ex Hipasan (Hierro Patagónico Sierra Grande) que incluye instaciones portuarias en aguas profundas.

El proyecto comprende inversiones para la instalación de una estación de bombeo de crudo, el tendido del ducto, y la instalación de terminales de carga on shore y off shore, con monoboyas mar adentro.

Se prevé concluir las obras a mediados de 2026 para comenzar a exportar. Será en tres fases: de 180 mil, de 400 mil, y de hasta 700 mil barriles de crudo/día por esta terminal marítima.

“Argentina tendrá así un segundo punto de evacuación de este tipo de exportaciones (además del bonerense Puerto Rosales). Permitirá cargar buques con capacidad de hasta 2 millones de barriles, lo cual mejora los costos de exportación, y llegar a mercado con precios más competitivos”, remarcó Gallino.

El ministro de Energía saudita Abdulaziz bin Salman, anunció el descubrimientos de siete yacimientos de gas natural y petróleo con una capacidad total de producción de más de 28 millones de pies cúbicos diarios de gas y más de 11.000 barriles de crudo, informó la agencia oficial de noticias saudí SPA.

Los nuevos yacimientos fueron descubiertos por Aramco la petrolera saudita, la más importante del mundo, en el este y el sureste del reino árabe, según la agencia.
“La compañía petrolera de Arabia Saudí pudo descubrir dos yacimientos de petróleo no convencional, un pozo de petróleo ligero árabe, dos yacimientos de gas natural y dos fuentes de gas natural de un mismo pozo”, destacó SPA.

Señaló que, en la región oriental del país, se han descubierto dos yacimientos de petróleo no convencional; el primero en el pozo ‘Ladam-2’, con capacidad de 5.100 barriles diarios y 4,9 millones cúbicos diarios de gas, y el segundo en el pozo ‘Al Faruk-4’, que generó 4.557 barriles de petróleo y 3,79 millones cúbicos diarios de gas.
Otro descubrimiento se dio en el pozo ‘Mazaliy-62’, con una producción de 1.780 barriles diarios de petróleo ligero y sólo 0,7 millón cúbico diario de gas.

La agencia señaló que en la zona de Rub al Jali, en el sur del país y uno de los mayores desiertos de arena del mundo, se han descubierto dos fuentes nuevas de gas natural en el mismo pozo ‘Al Yahaq-1’; una produce 5,3 millones cúbicos diarios de gas y la otra 1,1 millón cúbico.


También se descubrió un nuevo punto de extracción de gas de pozo ‘Al Katuf-1’, con una capacidad de producción 7,6 millones cúbicos diarios de gas; y otro de 4,9 millones cúbicos diarios de gas en el pozo ‘Asikra-6’, ambos situados también en Rub al Jali.

El anuncio de estos descubrimientos se da un día después de la firma de la petrolera Aramco de contratos por más de 25.000 millones de dólares para la expansión de su red principal de gas y para el desarrollo de la segunda fase del yacimiento gasístico de Al Jafurah.

La producción de petróleo de la OPEP aumentó en junio por segundo mes consecutivo, según una reciente encuesta de Reuters ya que una mayor oferta de Nigeria e Irán compensó el impacto de los recortes voluntarios de suministro por parte de otros miembros y la OPEP÷.

La organización bombeó 26,70 millones de barriles diarios (bpd) el mes pasado, un alza de 70.000 bpd de mayo, según la encuesta basada en datos de transporte marítimo e información de fuentes de la industria.

El aumento se produce a pesar de que la OPEP decidió el mes pasado extender la mayor parte de sus recortes de producción hasta finales de 2025 para reforzar el mercado ante el tibio crecimiento de la demanda, las altas tasas de interés y el aumento de la producción estadounidense.

Nigeria aumentó la producción en 50.000 bpd y hubo aumentos menores de Irán y Argelia a medida que se completó el mantenimiento de los campos petrolíferos. La mayor caída, de 50.000 bpd, se produjo en Irak. La OPEP bombeó unos 280.000 bpd más que el objetivo implícito para los nueve miembros cubiertos por los acuerdos de suministro, e Iraq todavía representaba la mayor parte del exceso, según la encuesta.

Entre los que no fueron obligados a recortar la producción, la producción iraní alcanzó los 3,2 millones de bpd. Eso coincidió con una tasa publicada en noviembre de 2023, que fue la más alta desde 2018.

Irán está vendiendo crudo a 17 países, según el ministro de Petróleo, Javad Owji, quien indicó que algunos estados podrían no estar honrando las sanciones estadounidenses que siguen vigentes.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, viajará el jueves y viernes próximos a Chile con empresas operadoras del sector hidrocarburífero para mantener rondas de negocios, con el objetivo de vender el gas neuquino en el país trasandino.

Al respecto, Figueroa sostuvo que “Si Chile comienza a comprender que tiene un yacimiento importante a sólo 100 kilómetros de su frontera, y comienza a transformar su matriz energética demandando gas natural, creo que nosotros tenemos una gran puerta de salida para monetizar nuestros recursos”.

Desde Plaza Huincul, donde encabezó un encuentro de la Comarca Petrolera, el mandatario recordó que Neuquén “tiene una gran puerta de salida para monetizar los recursos, porque nosotros tenemos gas y petróleo, pero sobre todo gas para más de 400 años, pero con la línea de consumo actual el mundo en 30 o 40 años no va a demandar más este fluído”.

“¿Qué vamos a hacer con lo que nos sobra? -se preguntó Figueroa- “Por eso hay que monetizar los recursos para poder transformar la económía de la provincia y seguir progresando más allá del petróleo. Por eso vamos a ir a tratar de vender nuestro gas”, explicó.

“Pero siempre -insistió- pensando en los neuquinos, por eso ya pedimos antes la factibilidad para llevar el gas natural a Los Miches y Guañacos; y también una planta nueva a Villa del Nahueve. Esa es nuestra concepción, vendemos el gas a otro país, pero los nuestros primero tienen gas”.

El gobierno decidió, a través del decreto 554/2024, aplicar en el arranque de julio una actualización parcial de los impuestos que gravan a los combustibles líquidos (ICL), y al Dióxido de carbono (CO2) . Y también un ajuste de los precios de las naftas y gasoils considerando la variación mensual del peso en relación al dólar.

De esta manera, los nuevos precios al público de estos combustibles en las estaciones de servicio de todas las marcas que operan en el país se incrementaron en torno al 4 por ciento promedio.

A modo de referencia, en las estaciones de servicio de la marca YPF ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires los nuevos precios por litro son de $ 941 para la Nafta Súper; $ 1.162 para na Infinia Nafta; $ 978 para el Diesel 500 (común), y $ 1.244 para el Infinia Diesel.

Con temperaturas mas bajas, la demanda de energía eléctrica registró en mayo una suba interanual de 12,9 %, al alcanzar los 12.209,5 GWh a nivel nacional, luego de la caída registrada en el bimestre previo: marzo (-14%) y abril (-0,4%). En los primeros cinco meses del año registró entonces un descenso i.a. -0,4 por ciento, informó la Fundación Fundelec.

En tanto, las distribuidoras de electricidad en Capital Federal y el GBA tuvieron una suba de 17,6 % y, en todo el país, ascendieron en promedio los consumos residenciales y comerciales, mientras que cayeron los industriales. Todo en un contexto de mayor demanda por temperaturas más bajas, y de descenso en varios rubros de la actividad industrial.

LOS DATOS DE MAYO

En mayo de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 12.209,5 GWh; mientras que el año anterior había sido de 10.815,3 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia una suba de 12,9 por ciento.

La demanda registrada en mayo implicó un crecimiento intermensual del 22,1 % respecto de abril, cuando alcanzó los 10.000,2 GWh.

Con una potencia instalada de 43.501 MW se registró una demanda potencia máxima de 25.104 MW (el 27 de mayo), que no alcanza el récord histórico de 29.653 MW registrado en febrero de 2024.

En cuanto a la demanda por tipo de Usuario, la Residencial de mayo representó el 49 % del total país, con una suba de 28 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda Comercial ascendió 4,7 %, siendo el 26 % del consumo total. mientras que la demanda Industrial representó el 25 % del total, con una caída en el mes del orden del -1,8 %, aproximadamente.

EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido mayo de 2024): 8 meses de baja (junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; marzo, -14,6 %; y abril de 2024, -0,4 %) y 4 meses de suba (septiembre de 2023, 6,3 %; octubre de 2023, 2,3 %; febrero de 2024, 7,9 %; y mayo de 2024, 12,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja del -1,5 por ciento.

Además, los registros anteriores muestran que el consumo de junio de 2023 llegó a los 12.069,7 GWh; julio, 12.471,8 GWh; agosto, 11.756,02 GWh; septiembre, 10.962,2 GWh; octubre, 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; 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 de 2024, 10.000,2 GWh; y en mayo último alcanzó los 12.209,5 GWh.

CONSUMO A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en mayo fueron 25 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Chubut (35 %), EDELAP (19 %), San Juan y La Rioja (18 %), Tucumán (17 %) , Córdoba y Salta (16 %), Chaco, Formosa y Corrientes (15 %), Catamarca y San Luis (14 %), Jujuy (13 %), Santiago del Estero (12 %), Santa Fe (11 %), EDEN (10 %), Entre Ríos (9 %), Misiones (8 %), Mendoza y EDEA (7 %), Río Negro (4 %), EDES (3 %), Neuquén (1 %), entre otros. Una provincia presentó descenso en el consumo: Santa Cruz (- 4%). En tanto, La Pampa mantuvo el mismo nivel del consumo de mayo del año anterior.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 34 % del consumo total país y registraron un ascenso conjunto de 17,6 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 17,4 %, mientras que la demanda de EDESUR ascendió 17,9 por ciento.

TEMPERATURAS

Observando las temperaturas, el mes de mayo de 2024 fue más frío en comparación con mayo de 2023. La temperatura media fue de 12.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 16.4 °C, y la histórica es de 14.6 °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 mayo, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 3.306 GWh contra 1.249 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 264 %. La potencia instalada es de 43.501 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 38 % de origen renovable.

En mayo siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 49,68 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron al 26,04 % de la demanda, las nucleares proveyeron 8,89 % y las generadoras de fuentes alternativas 11,93 % del total. Por otra parte, la importación representó el 3,46 % de la demanda total requerida.

La petrolera saudita Aramco firmó contratos por más de 25 mil millones de dólares para la segunda fase de expansión de su campo de gas Jafurah y la tercera fase de ampliación de su red principal de gas. 

Estas inversiones anunciadas el domingo por su CEO, Amin Nasser,forman parte de una estrategia ambiciosa que busca aumentar la producción de gas en más del 60% para 2030 en comparación con los niveles de 2021.

Con la expansión de Jafurah, que se espera alcance dos billones de pies cúbicos estándar de gas de venta diarios para 2030, y la ampliación de la red de gas principal, que añadirá 4,000 kilómetros adicionales de tuberías, incrementando la capacidad en alrededor de 3.2 billones de pies cúbicos estándar por día, Aramco demuestra su compromiso con la sostenibilidad energética y la diversificación de su portafolio. 
Jafurah es el mayor yacimiento de gas no convencional no asociado al petróleo del reino y es potencialmente el mayor desarrollo de gas de esquisto fuera de Estados Unidos, con reservas que alcanzan los 229 billones de pies cúbicos de gas y 75.000 millones de barriles de condensados.

Esta iniciativa reforzará la posición de Arabia Saudita como uno de los principales productores nacionales de gas del mundo.

La ampliación de la red principal de gas añadirá 4.000 kilómetros más de gasoductos, lo que aumentará la capacidad en unos 3.200 millones de pies cúbicos estándar al día y conectará a la red varias ciudades más de todo el país.

Entre las empresas adjudicatarias de la ampliación de Jafurah figura un consorcio en el que participa Hyundai Engineering & Construction, mientras que el gigante energético estatal chino Sinopec, se encuentra entre las empresas que participan en la ampliación de la red principal de gas.

El jefe de Gabinete del Gobierno nacional, Guillermo Francos, afirmó que “tenemos que dar a conocer la potencia que somos como productores en el área nuclear y poder ofrecer al mundo este conocimiento”.

El funcionario visitó junto a otras autoridades nacionales las obras que lleva a cabo la Comisión Nacional de Energía Atómica en el predio de Lima, en la provincia de Buenos Aires.

Enterado de lo que allí esta ocurriendo hace varios años, Francos reconoció que “Ésta es una visita imprescindible para el Gobierno nacional. Estamos apoyando al equipo de ingeniería nuclear que hay en la Argentina, que ha sido tan prolífico en el tiempo”. El jefe de Gabinete recorrió el predio junto al presidente de la CNEA, Germán Guido Lavalle.

La comitiva nacional -con otras autoridades de Jefatura de Gabinete, del Ministerio de Economía, Comisión Nacional de Energía Atómica, Nucleoeléctrica Argentina, el Banco Nación y el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE)- recorrió la obra del reactor CAREM y se interiorizaron del avance que las obras tuvieron hasta el cambio de gobierno nacional.

El presidente de la CNEA aseguró que “hace falta energía nuclear para la transición hacia las energías renovables”. “Hay una mayor demanda de energía eléctrica por los autos eléctricos y la inteligencia artificial. Es el momento de la oportunidad nuclear: tenemos una ventana de tiempo y hay que aprovecharla”, aseveró Lavalle

El reactor CAREM es un prototipo de reactor nuclear modular pequeño (SMR, según sus siglas en inglés), con capacidad para producir electricidad para una población de 120.000 habitantes.

El proyecto contempla un 70 % de participación de la industria nacional y más de un millar de empresas aportan servicios, ingeniería y componentes.

Además, se le dieron (a Francos) detalles sobre otras dos obras emblemáticas de la CNEA: el reactor RA-10 para producción de radioisótopos, y el Centro Argentino de Protonterapia para el tratamiento de tumores de difícil acceso y cáncer infantil, “obras que pueden obtener mejores resultados con la sinergia con la inversión privada”, se comunicó.

De la visita de trabajo también participaron por la Jefatura de Gabinete el vicejefe de Gabinete Ejecutivo, José Rolandi; el subsecretario de Evaluación Presupuestaria, Enrique Pinedo; y la directora Nacional de Inversión Pública, Marina Barbeito. Por el Ministerio de Economía estuvo presente José García Hamilton.

También asistieron el presidente de la empresa Nucleoeléctrica Argentina SA, Luis Fasanella; y el presidente del BICE Fideicomisos, Maximiliano Voss. Por el Banco Nación concurrieron el subgerente de Operaciones Fiduciarias, José Manuel López Alberti; y el jefe del Departamento Fideicomisos, Adolfo Alejandro del Valle. 

El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó que “en el mes de julio no habrá aumento en las tarifas”.

“El tema de las tarifas (de servicios públicos como el gas y la electricidad) lo decidimos mes a mes”. “Es una sintonía entre el equilibrio fiscal y el bolsillo de la gente”, explicó el funcionario en conferencia de prensa.

Economía, a través de la Secretaría de Energía, tenía previsto avanzar ya en junio con una actualización de las tarifas de transporte y distribución domiciliaria de estos servicios, que se ven así nuevamente postergados.

El ministro decidió también postergar la suba en los precios de los combustibles prevista el julio como consecuencia de una actualización de la carga impositiva que grava a este rubro.

La compañía SACDE informó la terminación de los trabajos a su cargo en la planta compresora Tratayén (Neuquén) correspondiente al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (Etapa I) en línea con los plazos contractuales, y que durante las próximas semanas se realizará la puesta en funcionamiento y las pruebas necesarias, que estarán a cargo de ENARSA.

SACDE alcanzó el completamiento mecánico en la Planta Compresora. Para que inicie sus operaciones resta la puesta en marcha del turbocompresor de 15.000 HP por parte de ENARSA y su fabricante, donde la compañía constructora brindará soporte, se indicó.

Damián Mindlin, presidente y CEO de SACDE, afirmó que: “Una vez en funcionamiento, la Planta compresora de Tratayén permitirá inyectar aproximadamente 5 millones de metros cúbicos de gas adicionales al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”. “Esto representa para el país un ahorro de hasta U$S 350 millones por año en sustitución de combustibles líquidos e importación de GNL”.

Con la puesta en marcha de este turbocompresor, más el que se está instalando en la planta compresora de Salliqueló (Buenos Aires), se finalizará la primera etapa del proyecto. Su diseño completo prevé la instalación de tres plantas compresoras adicionales, que sumarán una potencia total de 120.000 hp, para transportar un caudal máximo de gas de hasta 40 millones de metros cúbicos día.

La Planta Compresora de Tratayén está ubicada en el corazón de Vaca Muerta. Permitirá comprimir el gas recibido de la Planta de Acondicionamiento de Gas de TGS e inyectarlo en el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, aumentando el volumen transportado actualmente de 11, a 16 millones de metros cúbicos diarios.

Finalmente, tras la sanción de la sanción parlamentaria de la recortada “Ley de Bases y puntos de partida para la libertad de los argentinos” el Gobierno Nacional introdujo modificaciones a la Ley 17.319 buscando un aggiornamiento de la regulación de la producción de hidrocarburos para promover “la inversión y eficiencia en el sector”

Estas modificaciones abarcan desde la participación de empresas en la explotación de recursos hasta la fiscalización y control de las actividades, con un enfoque en la maximización de la renta y la seguridad energética.

Participación Ampliada en la Explotación

Una de las principales reformas permite que las actividades relacionadas con la explotación, procesamiento, transporte, almacenaje, industrialización y comercialización de hidrocarburos puedan ser realizadas por empresas estatales, privadas o mixtas. Este cambio, estipulado en el nuevo artículo 2º, promueve un entorno más inclusivo y competitivo, con la expectativa de atraer mayores inversiones y mejorar la eficiencia en la industria.

Se mantiene el principio de Política Nacional y Autonomía Regional donde el Poder Ejecutivo Nacional será el encargado de fijar la política nacional en materia de hidrocarburos, con el objetivo de maximizar la renta obtenida de la explotación y satisfacer las necesidades energéticas del país. Las reformas también otorgan a los gobiernos provinciales la capacidad de otorgar permisos y concesiones, descentralizando la toma de decisiones y potenciando el desarrollo regional. Cabe aclarar que la Reforma Constitucional de 1994, estableció en el Artículo 124 que: “Corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio.”

Esta disposición implica que las provincias argentinas tienen el dominio originario sobre los recursos naturales, incluidos los hidrocarburos, que se encuentran en sus respectivos territorios. Esto significa que cada provincia tiene la autoridad para gestionar y regular la explotación de estos recursos dentro de su jurisdicción.

Otros cambios

Los permisionarios y concesionarios tendrán dominio sobre los hidrocarburos extraídos y podrán comercializarlos libremente, incluyendo la exportación, según el nuevo artículo 6º. Este cambio otorga mayor autonomía a las empresas para gestionar sus recursos, aunque se mantienen ciertas regulaciones para asegurar la seguridad energética nacional.

Incentivos al No Convencional

El artículo 27 bis define y regula la explotación no convencional de hidrocarburos, permitiendo la reconversión de áreas de explotación convencional a no convencional. Esta reforma facilita la adopción de nuevas tecnologías y métodos de extracción, lo que podría aumentar significativamente la producción de hidrocarburos en el país.

Las nuevas disposiciones sobre autorizaciones de transporte y almacenamiento subterráneo de hidrocarburos buscan mejorar la infraestructura necesaria para la industria. Estas reformas aseguran además una competencia justa y evitan la monopolización de servicios esenciales, promoviendo un mercado más eficiente.

Actualización de Regalías y Cánones

Se han actualizado los montos y condiciones para el pago de cánones y regalías, reflejando las condiciones económicas actuales y asegurando una contribución justa de las empresas explotadoras al Estado. Esta medida también tiene como objetivo incentivar la inversión en el sector.

Las reformas detallan las obligaciones de los permisionarios y concesionarios y establecen sanciones por incumplimiento, reforzando el marco regulatorio. Esto asegura el cumplimiento de las normas y la protección de los recursos naturales, proporcionando mecanismos claros para penalizar y corregir infracciones.

Coordinación y Fiscalización

Se han reforzado las facultades de fiscalización y control del Estado sobre las actividades hidrocarburíferas, promoviendo una gestión integrada y eficiente de los recursos. La colaboración entre los distintos niveles de gobierno es esencial para garantizar que las actividades se realicen de manera segura y conforme a la ley.

En una votación histórica, la Cámara de Diputados de Argentina aprobó la creación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), una ambiciosa iniciativa legislativa destinada a atraer y proteger inversiones significativas tanto nacionales como extranjeras. El presidente de la Cámara, Martín Menem, anunció el resultado favorable de la votación, marcando un hito en la promoción del desarrollo económico del país.

Los artículos más significativos:

Artículo 164. El RIGI es un régimen creado para establecer incentivos, certidumbre y seguridad jurídica para proyectos de inversión que cumplan con los requisitos especificados. Será aplicable en todo el territorio de la República Argentina y estará sujeto a las limitaciones y alcances establecidos en este título y en las normas reglamentarias que dicte el Poder Ejecutivo nacional.

Artículo 165. Se declara de interés nacional las “Grandes Inversiones” que califiquen y se concreten bajo el RIGI, reconociendo su utilidad para la prosperidad del país y el bienestar de todas las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Cualquier normativa o acción que limite, restrinja, obstaculice o desvirtúe lo establecido en este título será nula y deberá ser impedida por la Justicia competente.

Artículo 166. Los objetivos prioritarios del RIGI incluyen:

Incentivar grandes inversiones nacionales y extranjeras.

Promover el desarrollo económico.

Fortalecer la competitividad de los sectores económicos.

Incrementar las exportaciones de mercaderías y servicios.

Favorecer la creación de empleo.

Generar previsibilidad y estabilidad para las grandes inversiones.

Fomentar el desarrollo coordinado de competencias entre el Estado Nacional, las provincias y autoridades locales.

Promover el desarrollo de cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión.

Sujetos

Artículo 167. El RIGI será aplicable a proyectos de inversión en sectores como forestoindustria, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgia, energía, petróleo y gas, que cumplan con los requisitos establecidos.

Artículo 168. El plazo para adherirse al RIGI será de dos años desde su entrada en vigencia, con posibilidad de prórroga por un año adicional a discreción del Poder Ejecutivo nacional.

Artículo 169. Podrán solicitar su adhesión al RIGI los Vehículos de Proyecto Único (VPU), definidos como entidades dedicadas exclusivamente a uno o más proyectos de inversión admitidos en el RIGI. Los VPU pueden ser sociedades anónimas, sociedades de responsabilidad limitada, sucursales de sociedades extranjeras, uniones transitorias y otros contratos asociativos.

Requisitos

Artículo 172. Se consideran “Grandes Inversiones” los proyectos que cumplan con:

Un monto mínimo de inversión en activos computables de al menos 200 millones de dólares, ajustable por sector o etapa productiva, con un tope de 900 millones de dólares.

Inversiones significativas durante los primeros dos años, que deben cumplir con porcentajes mínimos establecidos por el Poder Ejecutivo.

Artículo 173. A efectos del cumplimiento del monto mínimo de inversión, se consideran inversiones en activos computables aquellas destinadas a la adquisición, producción, construcción y desarrollo de activos afectados a actividades incluidas en el RIGI. También se podrán computar adquisiciones de cuotas, acciones y participaciones societarias, con ciertas condiciones.

Artículo 174. Las inversiones en activos computables incluyen bienes muebles, minas, canteras, bosques, obras de infraestructura y otros activos específicos, cumpliendo con criterios de largo plazo y previsibilidad.

Artículo 175. Los VPU deben presentar una solicitud de adhesión y un plan de inversión, que será evaluado y aprobado por la autoridad de aplicación.

Incentivos y Beneficios

Capítulo IV. El RIGI ofrece varios incentivos fiscales y aduaneros para los VPU adheridos:

Alícuota del 25% en el impuesto a las ganancias, con opciones de amortización acelerada para inversiones.

Exención de derechos de importación y tasas para bienes de capital nuevos y repuestos.

Exención de derechos de exportación para productos obtenidos bajo el RIGI, después de tres años de adhesión.

Beneficios en la liquidación de divisas y acceso libre a mercado de cambios.

Estabilidad y protección

Capítulo VI. El RIGI garantiza estabilidad normativa en materia tributaria, aduanera y cambiaria por un plazo de 30 años desde la fecha de adhesión. Este régimen no puede ser afectado por normativas más gravosas posteriores.

Capítulo VII. Los incentivos y derechos pueden cesar por fin de vida útil del proyecto, quiebra del VPU, baja voluntaria o infracción al RIGI. La baja voluntaria es posible tras cumplir las obligaciones de inversión o mediante el pago de multas.

Fiscalización y Control

Capítulo VIII. La autoridad de aplicación está facultada para evaluar, aprobar y fiscalizar los proyectos adheridos al RIGI, garantizando el cumplimiento de las disposiciones y sancionando incumplimientos.

Arbitraje

Capítulo X. Las controversias derivadas del RIGI podrán ser resueltas mediante arbitraje internacional, garantizando un marco legal justo y transparente para los inversores.

El gobierno nacional autorizó, a través de tres decretos publicados en el Boletín Oficial, sendas cesiones totales y/o parciales de participación en concesiones de exploración y/o explotación de hidrocarburos en el off shore del Mar Argentino.

A través del Decreto 544/2024, se autorizó a la empresa ENI ARGENTINA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN S.A. (Cedente), en su carácter de titular del treinta por ciento (30 %) de la Concesión de Explotación de hidrocarburos sobre el Lote “TAURO-SIRIUS”, a ceder el cien por ciento (100 %) de dicha participación sobre el citado permiso a la empresa PAN AMERICAN SUR S.A. (Cesionaria).

En tal sentido, los porcentajes de participación en la Concesión de Explotación de hidrocarburos sobre el Lote “TAURO-SIRIUS” quedarán conformados de la siguiente manera: TOTAL AUSTRAL S.A.: treinta y cinco por ciento (35 %), WINTERSHALL ENERGÍA S.A.: treinta y cinco por ciento (35 %) y PAN AMERICAN SUR S.A.: treinta por ciento (30 %).

Por otra parte, y a través del decreto 546/2024 se autorizó a la empresa EQUINOR ARGENTINA AS SUCURSAL ARGENTINA, en su carácter de titular del cien por ciento (100 %) del permiso de exploración sobre el área AUS_106, a ceder el veinticinco por ciento (25 %) de dicha titularidad a la empresa CGC ENERGÍA S.A.U (ex-SINOPEC ARGENTINA EXPLORATION AND PRODUCTION INC).

Entonces, los porcentajes de participación en el permiso de exploración sobre el área AUS_106 quedarán conformados de la siguiente manera: EQUINOR ARGENTINA AS SUCURSAL ARGENTINA, setenta y cinco por ciento (75 %) y CGC ENERGÍA S.A.U, veinticinco por ciento (25 %).

Asimismo, y mediante el decreto 545/2024, el gobierno autorizó a EQUINOR ARGENTINA AS SUCURSAL ARGENTINA, en su carácter de titular del cien por ciento (100 %) del permiso de exploración sobre el área AUS_105, a ceder el veinticinco por ciento (25 %) a la empresa CGC ENERGÍA S.A.U (ex-SINOPEC ARGENTINA EXPLORATION AND PRODUCTION INC).

En tal sentido, los porcentajes de participación en el permiso de exploración sobre el área AUS_105 quedarán conformados de la siguiente manera: EQUINOR ARGENTINA AS SUCURSAL ARGENTINA, setenta y cinco por ciento (75 %) y CGC ENERGÍA S.A.U, veinticinco por ciento (25 %).

En los decretos referidos se estableció que “Dentro de los SESENTA (60) días hábiles” de notificadas las autorizaciones, “las empresas cedente y cesionaria deberán presentar a la Autoridad de Aplicación la Escritura Pública Definitiva de la Cesión, a los fines de su efectiva vigencia”.

El incumplimiento del plazo dispuesto implicará la caducidad de la autorización de cesión dispuesta, se puntualizó.

Las Empresas Cesionarias, a partir de la efectiva vigencia de la cesión, asumirán sin limitación alguna y en proporción a su participación, todos los derechos y obligaciones emergentes de los permisos de exploración y/o explotación otorgados.

Genneia, compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó su 14° Obligación Negociable Verde (ON), por un monto equivalente a U$S 60 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de U$S 20 millones. En total, la compañía recibió ofertas por más de U$S 90 millones, se informó.

Los fondos recaudados serán destinados a impulsar distintos proyectos de producción de energía solar, y eólica.

La colocación de la ON dólar-linked Clase XLVI fue por el monto máximo del aviso de suscripción de U$S 60 millones. Esta ON cuenta con un cupón fijo del 2 %, intereses pagaderos en cada trimestre y vencimiento en junio 2026. Fue emitida a un precio de 103.1 %, lo que implica un rendimiento del 0.4 %.

La alta demanda de este instrumento en el mercado de capitales local llevó a declarar desierta la ON dólar hard Clase XLV. La nueva ON Clase XLVI 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 decimocuarto instrumento con etiquetado verde.

Las órdenes de suscripción superaron ampliamente el objetivo inicial de la compañía, con la mayoría de las ofertas provenientes de inversores privados e institucionales interesados en proyectos de infraestructura baja en carbono que promuevan el desarrollo equitativo y
sostenible del país, se indicó.

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., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco de Servicios y Transacciones S.A., Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Facimex Valores S.A., Invertir en Bolsa S.A., Parakeet Capital S.A., Banco Supervielle S.A. y TPCG Valores S.A.U. actúan como Colocadores.

De esta manera Genneia sigue consolidando su liderazgo en finanzas sostenibles, habiendo emitido bonos verdes por más de U$S 800 millones de dólares en los mercados de capitales local e internacional. Todas sus emisiones con etiquetado verde se encuentran
alineadas con su firme compromiso con el medio ambiente, reflejado en el desarrollo de
numerosas iniciativas y buenas prácticas que contribuyen a combatir el cambio climático.

Alcanzará a 3 millones de bonaerenses de hogares con ingresos menores a los $ 870.000.

El Gobierno de la provincia de Buenos Aires ampliará el universo de beneficiarias y beneficiarios de la tarifa social eléctrica para incluir a 1,3 millones de bonaerenses perjudicados por la quita de subsidios impulsada por el Gobierno Nacional.
La disposición fue publicada el miércoles 26/6 en el Boletín Oficial y se ejecutará de forma automática, sin ningún tipo de inscripción.
Esta decisión implica que la tarifa social pasará a aplicarse a todos los hogares con ingresos menores a los $ 870.000, pertenecientes al grupo N2 del padrón de segmentación nacional.
De esta forma, se incrementa la cobertura desde los 1,7 millones de beneficiarios actuales a 3 millones, se comunicó.
 Para ello, se invertirán $ 53.600 millones en concepto de tarifa social eléctrica provincial, aumentando un 184 % el presupuesto utilizado el año pasado.
Con el nuevo esquema se apunta también a reducir las disparidades en las tarifas finales a nivel regional, beneficiando a las y los bonaerenses que viven en el interior de la provincia, se indicó.

Después de que Nación publicara en el Boletín Oficial la constitución de cuatro sociedades anónimas de fondos nacionales para producir y vender energía de los ríos Limay y Neuquén, el gobernador Rolando Figueroa recordó que los recursos son de las provincias y pidió que se convoque a Neuquén para establecer el cobro del canon por el agua.

El ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, manifestó que “es una falta de previsibilidad para con las provincias que no fueron convocadas. La concesión vence el 11 de agosto y no se comunicó ni se anticipó para qué fueron creadas estas empresas. Esto genera incertidumbre en todos los empleados, en los inversores y las provincias”.

“Hace 30 años que sabemos que se iban a vencer (las concesiones) y no tenemos un camino por parte del Estado Nacional para saber qué va a hacer con esas concesiones”, recalcó, y aseguró que el gobernador “siempre ha bregado por la participación de las provincias en la administración de las represas que están en nuestros ríos, y por la apertura de la mesa diálogo que todavía no ha sido convocada para tratar este tema”.

“La gente no sabe si se queda sin trabajo o no el 11 de agosto, porque ya no hay más posibilidad de prórroga y no ha habido comunicación de Nación. No hay definición sobre qué van a hacer, más allá que han dicho que las van a privatizar”, señaló Etcheverry.

La medida se tomó en medio de los planes para transferir activos nacionales y subastar nuevos contratos de operación. Las nuevas sociedades anónimas llevan el nombre de los complejos: El Chocón, Alicurá, Piedra del Águila y Cerros Colorados. Quedarán en manos de Energía Argentina SA (ENARSA) y Nucleoeléctrica Argentina.

“Sorpresivamente sale la creación de cuatro empresas con los nombres de las represas”, indicó el ministro neuquino y remarcó que tanto ENARSA como Nucleoeléctrica Argentina “no tienen ninguna capacidad, ningún historial, ni antecedentes para manejar represas hidroeléctricas”. “Aunque sea un periodo corto, es un tema muy complejo”, añadió.

Informó que desde la provincia se está esperando desde marzo por la realización de una mesa de diálogo y “todavía no se ha convocado”. “Esto no hace más que empeorar la situación y generar más incertidumbre con estas cuatro resoluciones, que lo único que hacen es crear cuatro empresas sin decir para qué”, agregó.

Figueroa, junto con su par rionegrino Alberto Weretilneck, habían sido convocados a una mesa con funcionarios nacionales en la que se preveía abordar la situación de las represas, pero nunca se materializó. A fines de 2023, los diputados neuquinos habían presentado una medida cautelar ante la Justicia solicitando “no innovar” y que se respete el dominio originario de la provincia del Neuquén sobre sus recursos naturales.

“Tanto el gobernador Figueroa como Weretilneck han trabajado en conjunto y coinciden en la necesidad de una mesa de diálogo donde acordar todas las cuestiones anexas y conexas que tienen que ver con las concesiones, con la postura de defender a las provincias y sus recursos”, recordó el ministro.

Las legislaturas de ambas provincias ya aprobaron sus respectivas leyes para el cobro del canon por el uso del agua de los ríos para la generación de energía eléctrica.

Reclamo a Nación de obras sobre el río Neuquén

El gobierno de la provincia de Neuquén volvió a reclamar ante Nación por las reiteradas crecidas del río Neuquén y reclamó que se ejecuten de manera urgente las obras de infraestructura pendientes “que garanticen la seguridad de la vida, el ambiente y los bienes de los habitantes”.

Lo hizo mediante una nota que envió el ministro de Infraestructura al secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo.

En la nota enviada por el gobierno de Rolando Figueroa, se refirió a “la vulnerabilidad que presenta actualmente el Complejo Cerros Colorados y los consecuentes riesgos a los que se encuentra expuesta la población e infraestructura potencialmente afectada”.

La Justicia había condenado al Estado Nacional a realizar las obras necesarias para garantizar la seguridad de la presa Portezuelo Grande, integrante del Complejo Cerros Colorados, ampliando su capacidad para que resista una crecida máxima probable de 14.520 metros cúbicos por segundo. Pero a la fecha no se han ejecutado.

Portezuelo Grande es la única obra hidroeléctrica de la región que no embalsa el agua, sino que la deriva hacia Los Barreales y luego, presa mediante, a Mari Menuco, desde donde es restituida al río Neuquén.

El ministro neuquino informó que estudios hidrológicos de la Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los ríos Limay, Neuquén y Negro (AIC), luego de las crecidas de julio de 2006 y de mayo de 2008, llevaron los valores de la crecida máxima probable a 25.000 milímetros cúbicos por segundo.

En la nota que envió Etcheverry señaló que este valor “sobrepasa significativamente la premisa tomada en consideración por el Juzgado al emitir su sentencia, por lo cual torna escasas o insuficientes las propuestas de solución definidas en el expediente judicial”. Y amplia que frente a estos valores “toda inversión que se realice en la represa de Portezuelo Grande no podrá cumplir con el propósito perseguido: brindar seguridad a los bienes, el ambiente y personas ubicados aguas abajo”.

En este contexto, sostuvo que “la única posibilidad de manejar la crecida es la construcción de embalses adicionales en la cuenca (Chihuido 1 y 2)”.

Etcheverry enfatizó que la ejecución de alguna de las obras proyectadas sobre el río Neuquén “no sólo brindará mayor seguridad regulando las crecidas” sino que también ayudará a los períodos de sequía y permitirá “generar energía limpia, firme y de fuente renovable”.

La petrolera Equinor, a cargo de las operaciones de perforación del pozo exploratorio off shore Argerich 1, en la Cuenca Argentina Norte (CAN_100), comunicó que “Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”.

“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura”, indicó la compañía. remarcando que “La perforación de este primer pozo en aguas profundas es un hito en la historia de la exploración costa afuera en la Argentina”.

Equinor comparte el permiso de exploración de este bloque con YPF y Shell (con participaciones de 35 %, 35 % y 30 por ciento respectivamente).

Los trabajos de perforación ultra profunda se iniciaron en abril último con gran expectativa fundada precisamente en las características geológicas de la zona. El bloque CAN_100 se ubica a unos 310 kilómetros mar adentro, a la altura de las costas de Mar del Plata.

En esta ciudad bonaerense estan dispuestas las instalaciones que sirvieron de apoyo logístico durante la operación mar adentro del buque perforador. Dos barcos (HOS Remington y Caledonia) y también helicópteros atendieron las necesidades de aprovisionamiento y de servicios mientras se desarrollaron los trabajos.

Una vez realizada la perforación y extraída la muestra el pozo fue sellado hasta que concluyeran los estudios. La comunicación de los resultados en un plazo mas breve del estimado originalmente resultó algo sorpresiva. En el bloque -de 130 mil km2- han sido adjudicadas otras áreas de exploración a diversas compañías.

“Este pozo, junto con las campañas de adquisición sísmica en la Cuenca Argentina Norte y las cuencas Austral y Malvinas Oeste, representa una importante campaña de exploración costa afuera en el país”, se destacó, aludiendo a otras áreas que serán motivo de exploración en el sur.

La Cuenca Malvinas Oeste tiene unos 90 mil km2, está ubicada entre las Islas Malvinas y la Cuenca Austral.

“Durante los meses siguientes, todos los datos y la información recopilada serán analizados exhaustivamente, y esto nos brindará una mayor comprensión del potencial hidrocarburífero en estas áreas”, describió Equinor, que concluyó su tarea de perforación del Argerich 1 hace pocas semanas.

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En el transcurso del mes de mayo se iniciarán las tareas de perforación ultraprofunda del “Pozo Argerich 1”, en el off shore del Mar Argentino, a unos 310 kilómetros de la costa bonaerense a la altura de Mar del Plata.
Se trata del Bloque CAN-100 (15 mil km2), a cargo del consorcio integrado por YPF (35%), Equinor (35%) y Shell (30%). La noruega Equinor estará a cargo de la operación, y a tal efecto ingresó a aguas territoriales argentinas (el martes 23/4) el buque Valaris DS-17, que estuvo trabajando en Brasil.
Fuentes allegadas al consorcio indicaron a E&N que ya están dispuestas las instalaciones en continente (Mar del Plata) que servirán de apoyo logístico durante la operación mar adentro del buque perforador. Dos barcos (HOS Remington y Caledonia) y también helicópteros atenderán las necesidades de aprovisionamiento y de servicios mientras se desarrollan los trabajos. Hacen hincapié en la generación de empleos que ello significa en la zona.
El proyecto tiene a YPF (de mayoría accionaria estatal) como impulsora clave para determinar si la calidad y volumen de los hallazgos de hidrocarburos a extraer coincide con los sondeos (sísmica 2D y 3D) realizados en esta formación geológica. Estimaciones preliminares dan cuenta de una posible producción inicial de hasta 250 mil barriles diarios.
Existe fuerte expectativa con los posibles resultados también por la asociación geográfica y geológica que los especialistas hacen con la plataforma marina a la altura de Namibia (Africa), donde se han registrado grandes descubrimientos de hidrocarburos (Total Energies).
Una vez realizada la perforación y extraída la muestra (los trabajos demandarían hasta dos meses), el pozo se cierra hasta que concluyan los estudios. Si se confirmaran las previsiones acerca de la calidad del reservorio se realizarán pozos complementarios (serían no menos de tres) que permitirán delimitar el área a explotar.
En la etapa siguiente, deberán ejecutarse fuertes inversiones por parte del consorcio en la perforación de pozos productores, que estarán conectados a la plataforma desde el cual se cargará el crudo en los barcos, para su exportación. Es decir que no habrá ninguna conexión física entre el área de producción y el continente.
Se estima en diez años el período a transcurrir para la perforación de la serie de pozos productores (calculados en alrededor de 20) hasta sacar el primer barril de crudo.
YPF tiene adjudicados otros bloques en la zona aledaña al CAN-100 (CAN-108, CAN-114). También resultó adjudicataria de un bloque offshore para la exploración de hidrocarburos en la plataforma marítima de Uruguay. Se considera que la zona tendría continuidad geológica con la Cuenca Argentina Norte.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas solicitados por CAMMESA para el abastecimieto interrumpible de gas natural a usinas generadoras para julio 2024.

En la primera podían participar Productores y Comercializadores en general. Se rcibieron 12 ofertas para abastecer un total de 2.950.000 metros cúbicos día de gas, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,38 PIST, y U$S 3,64 por millón de BTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Se trata de ofertas provenientes de Noroeste, Tierra del Fuego, Santa Cruz, Chubut y Neuquén, con precios PIST que oscilaron entre U$S 3,30 y U$S 3,50 el MBTU. Los precios del gas en PBA oscilaron entre U$S 3,52 y U$D 3,69 el MBTU.

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

Se recibieron 15 ofertas por un volúmen total de 22.800.000 metros cúbicos día, con un Precio Promedio Ponderado de U$S 4,36 el MBTU.

Fueron ofertas provenientes de Tierra del Fuego, Neuquén, Santa Cruz, Chubut, y los precios oscilaron entre U$S 4,10 y U$S 4,57 el MBTU.

El monóxido de carbono es el resultante de la combustión deficiente de una fuente energética, como puede ser el gas natural.  Es una sustancia que carece de olor, color y sabor y es altamente tóxica. Cuando la cantidad de oxígeno es insuficiente, la combustión es incompleta y se produce monóxido de carbono. El monóxido de carbono ingresa al cuerpo a través de la respiración; y puede provocar dolor de cabeza, náuseas, vómitos, desmayos e incluso la muerte.

Por ello, para evitarlo, desde Naturgy brindamos las siguientes recomendaciones:

Todas las instalaciones de gas, la colocación de artefactos y su reparación SIEMPRE deben ser efectuadas por gasistas matriculados.

Utilizar artefactos aprobados por el ENARGAS.

Revisar periódicamente el estado de las instalaciones internas de gas del hogar por medio de un gasista matriculado.

No instalar calefones, estufas infrarrojas, catalíticas o de llama abierta, en baños, dormitorios o ambientes cerrados. Solo deben colocarse artefactos de tiro balanceado.

Verificar el buen funcionamiento de los tirajes o conductos de ventilación, de modo que no estén obstruidos, estrangulados, fisurados desconectados o abollados.

No realizar combinaciones ni conexiones de conductos de ventilación de dos artefactos diferentes (calefones y campanas extractoras). Cada conducto de ventilación debe ser individual.

No obstruir las rejillas de ventilación e ingreso de aire.

Durante el uso

Controlar que la llama del quemador de los artefactos (ponga especial énfasis en el calefón) sea de color azul y de geometría uniforme, si fuese amarilla significa que está produciendo Monóxido de Carbono. En este caso, apagar el artefacto y hacer revisar el quemador por un gasista matriculado.

No utilizar artefactos de calefacción para secar prendas.

No usar hornos para calefaccionar ambientes.

Verificar el cierre correcto de las canillas de agua caliente, especialmente durante la noche, para evitar el funcionamiento continuo de calefones.

Evitar la sobreocupación de ambientes con artefactos de calefacción.

Periódicamente ventilar los ambientes.

En caso de que alguna persona esté bajo los efectos del monóxido de carbono deberá ser rápidamente retirada del lugar para que aspire aire fresco y deberá ser atendida por un médico.

Para más información sobre recomendaciones para la prevención de accidentes con monóxido, así como también para conocer recomendaciones sobre uso responsable de los recursos naturales, pueden ingresar a www.cuidemosnuestrosrecursos.com .

“Todos los accidentes por monóxido de carbono son evitables”

Acerca de Naturgy

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

En el marco del mes de la Concientización y Prevención contra el Monóxido de Carbono, que se conmemora cada junio en el comienzo del invierno, Camuzzi comparte medidas para la prevención de intoxicaciones a causa de este peligroso gas.

Durante 2023, la distribuidora de gas natural ha registrado en su zona de concesión más de 50 casos de intoxicaciones por monóxido de carbono. Sin embargo, estos datos representan únicamente los eventos denunciados, por lo que seguramenta existan que muchos casos no fueron informados y/o no pudieron constatarse.

En la mayoría de los accidentes registrados, los tipos de artefactos implicados fueron calefactores, seguidos de calentadores de agua y cocinas. Con respecto a las causas principales que los provocaron, el 85% de casos detectados estuvieron relacionados con los conductos de evacuación de los gases de combustión de los artefactos.

Asimismo, se pudo determinar que la falta de rejillas de ventilación en los ambientes, la obstrucción de las mismas o la ventilación insuficiente, constituyeron causas complementarias que favorecieron la ocurrencia de los accidentes en cuestión.

El monóxido de carbono es una amenaza invisible, un gas altamente tóxico y peligroso que no tiene color, sabor ni olor. Se genera como consecuencia de una combustión incompleta de los combustibles que utilizamos habitualmente tales como la madera, el carbón, el gasoil o el gas natural, cuando no hay suficiente oxígeno disponible en el ambiente para lograr una combustión adecuada.

Una intoxicación leve puede confundirse con un malestar estomacal o una gripe, por la similitud de los síntomas: vómitos, mareos, dolor de cabeza, cansancio, debilidad, entre otros. A mayor tiempo y exposición los síntomas empeoran, bajando la temperatura corporal, la tensión arterial y el pulso, pudiendo terminar con convulsiones, inconsciencia y hasta incluso la muerte.

Por ello, Camuzzi refuerza la importancia de una correcta instalación y mantenimiento de los artefactos a gas, siempre en manos de un instalador matriculado, y brinda las siguientes recomendaciones para que los usuarios puedan hacer un uso seguro del recurso:

1- VERIFICACIÓN ADECUADA: verificar periódicamente, y luego de largos períodos sin uso, con gasistas matriculados, el funcionamiento de los artefactos a gas, sus conductos de evacuación y las ventilaciones.

2- VENTILACIÓN: mantener una ventilación permanente de los ambientes y verificar que no estén obstruidas las rejillas de ventilación. Asegurar que los conductos de evacuación de gases y chimeneas no estén obstruidos ni desconectados.

3- USO CORRECTO: utilizar cada artefacto para el fin con el que fue fabricado. Es un error común, y peligroso, usar el horno o las hornallas para calefaccionar ya que consumen mucho oxígeno del ambiente en poco tiempo y no fueron diseñadas para tal fin. Además, es importante mantener las hornallas de la cocina limpias de líquidos y alimentos porque eso obstruye los quemadores y genera una mala combustión.

4- IDENTIFICACIÓN DE LA LLAMA: observar detenidamente el color de la llama, este siempre debe ser azul con los extremos transparentes. Una llama amarilla o anaranjada indica mal funcionamiento de los artefactos y la presencia del monóxido de carbono.

5- ARTEFACTOS ADECUADOS: en dormitorios y baños sólo pueden instalarse artefactos de tiro balanceado. En aquellos ambientes en donde funcionan artefactos de cámara abierta, son obligatorias las rejillas de ventilación permanentes. Solo se deberán instalar artefactos aprobados por los Institutos avalados por el ENARGAS. Adicionalmente, los artefactos deberán contar con válvula de seguridad y ser instalados en forma fija por un profesional matriculado. No está permitido el uso de mangueras de goma dada su alta peligrosidad.

Ante cualquier emergencia, los usuarios pueden comunicarse con las líneas de atención telefónicas de Camuzzi disponibles las 24 horas todos los días del año:
Camuzzi Gas Pampeana: 0800-666-0810 / 0810-666-0810
Camuzzi Gas del Sur: 0800-999-0810 / 0810-999-0810

Acerca de la compañía

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.200.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego

Desde MetroGAS lanzamos una campaña de concientización que busca generar un fuerte impacto sobre las graves consecuencias que puede causar la inhalación de monóxido de carbono por una instalación deficiente y/o el mal funcionamiento de los artefactos instalados en las casas.

La campaña cuenta además con la interpretación a lengua de señas realizada por una persona sorda.
Sólo en 2023, el monóxido de carbono causó la muerte de 15 personas y otras 82 fueron hospitalizadas por intoxicación, de acuerdo con los datos obtenidos por MetroGAS sobre la base de las denuncias recibidas en su zona de distribución del gas natural por redes, que es la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en once partidos del conurbano bonaerense.

El lanzamiento de la campaña se concretó el viernes pasado en el marco de la conmemoración del Día de la Concientización y Prevención contra el Monóxido de Carbono, que coincide con el comienzo del invierno.

“Trabajamos en la producción de cuatro spots que buscan generar conciencia como premisa fundamental en la seguridad de nuestros clientes. La intoxicación por monóxido de carbono puede evitarse y desde la compañía no vamos a detenernos en esta lucha hasta que el número de accidentes fatales descienda a valores mínimos”, aseguró Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS.
Los spots podrán verse en nuestra web institucional, como así también en nuestro canal de YouTube, en LinkedIn, Instagram y Facebook y en algunos medios de comunicación, e incluyen dos de los valores fundamentales de la compañía, que son la seguridad de las personas y la inclusión, teniendo en cuenta que fue también interpretado por una persona sorda al LSA (Lengua de Señas Argentina).

Entre otras recomendaciones, recordamos la importancia de estar informados para evitar accidentes e intoxicaciones.
El monóxido de carbono es un gas inodoro, incoloro e insípido que se produce a partir de la combustión incompleta de gas natural u otros productos que contengan carbono, y esas características hacen que no sea percibido por los sentidos y que la persona expuesta no presente ninguna reacción de defensa.

Por eso, aconsejamos: revisar periódicamente la instalación con un gasista matriculado; no obstruir las rejillas de ventilación de los ambientes; y controlar que el color de la llama de los artefactos como la cocina, el calefón o la estufa sea siempre azul.

En lo que va del año, MetroGAS registró en su zona de distribución 16 intervenciones de sus técnicos ante episodios que involucran la presencia de monóxido de carbono, y al menos 28 personas terminaron afectadas, seis de las cuales fallecieron.

El informe elaborado por la empresa revela que hubo un aumento en la cantidad de casos relevados respecto al mismo período del año pasado, como así también de personas fallecidas.
Las estadísticas elaboradas por MetroGAS toman como referencia a los casos en los que la empresa tuvo intervención ante denuncias registradas en su zona de distribución, que es la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y los partidos de Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente, donde más de 2.400.000 clientes reciben el servicio de gas.

La provincia de Neuquén prevé ejecutar el proyecto de acueductos Red Azul, que llevará agua industrial para la estimulación de los pozos petroleros en Vaca Muerta, y toda la zona central de la provincia, y financiarlo con los ingresos que representarán los contratos a futuro del consumo de las operadoras. La obra demandará una inversión estimada de 100 millones de dólares.

“Necesitamos que las empresas comprometan un contrato de suministro de compra de agua industrial para su utilización a futuros años y con eso poder financiar esta obra”, explicó el ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry.

Recalcó que el proyecto “es vital para disminuir el impacto hídrico y también la huella de carbono, bajar los costos y mejorar la seguridad”. Indicó que en una etapa posterior se buscará “convertir una especie de Red Azul a Verde, con una red de irrigación en las puntas de los acueductos que vamos a diseñar”.

El ministro indicó que se trata de “un proyecto que habíamos planteado hace unos doce años y hoy retomamos” y precisó que la empresa estatal Emhidro “va a tener la función específica y fundamental de continuar con esta obra”.

Etcheverry estimó que la inversión ronda los 100 millones de dólares y dijo que se espera contar con esta nueva infraestructura durante el próximo año. Informó que ya está concluido el preproyecto y que ahora se debe ajustar con los nuevos volúmenes y caudales que necesitan las empresas. “Con eso se va a terminar el diseño y la valorización”, agregó.

Fundación YPF desarrolló un Centro de Simulación para que estudiantes y docentes realicen prácticas educativas, propias de la industria del petróleo y gas, en entornos virtuales.

El Centro fue creado por Fundación YPF junto a la Universidad Nacional del Centro e incluye simuladores de perforación y fractura hidráulica; autoelevador y excavadora.

Los estudiantes pueden emular prácticas de trabajo reales en un yacimiento de Vaca Muerta, dentro de un entorno seguro y de alta calidad educativa.

La presentación realizada en Torre Puerto Madero de YPF fue encabezada por el
presidente de la compañía, Horacio Marín y el director ejecutivo de Fundación YPF
Gustavo Schiappacasse, junto a los vicepresidentes de Asuntos Públicos, Lisandro
Deleonardis y Upstream, Matías Farina.

También participaron del evento becarios de la Fundación YPF, que son estudiantes de carreras vinculadas a la energía, quienes junto a sus mentores hicieron un recorrido por los simuladores y realizaron la experiencia inmersiva de una operación real, tanto de fractura hidráulica como de manejo de los equipos.

Esta iniciativa forma parte del programa de Vinculación Educación e Industria que tiene la Fundación YPF, con el objetivo de acercar el conocimiento y la innovación tecnológica de la industria energética a las generaciones que van a liderar el desarrollo de Vaca Muerta.

Dentro de este programa se organizan prácticas profesionalizantes y escuelas de campo, donde también se entrega equipamiento tecnológico para escuelas técnicas.

En las universidades regionales se llevan adelante seminarios, y se brinda apoyo a
los proyectos de investigación aplicada al petróleo y gas.

Pampa Energía firmó un acuerdo de siete años con Coca-Cola Andina Argentina para incorporar el uso de energía renovable en tres plantas embotelladoras y en su planta de producción de empaques. La firma contó con la presencia de Fabián Castelli, CEO de Coca-Cola Andina Argentina; Abelardo Gudiño, Gerente General de Coca-Cola Argentina y Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

Por medio de este acuerdo, Coca-Cola Andina Argentina garantiza una base de consumo de energía de fuente renovable firme del 70 % y proyecta un volumen adicional para alcanzar hasta un 95 % de energías limpias en cuatro de sus plantas. La energía será suministrada desde el Parque Eólico Pampa Energía VI, ubicado en Bahía Blanca.

Con este convenio Coca-Cola Andina Argentina recibirá Certificados I-REC, una certificación de energía renovable internacional recomendada en el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG-Greenhouse Gas).

A partir de un acuerdo entre ambas compañías, Pampa Energía suministrará energía eólica para las operaciones de las plantas de Coca-Cola Andina en Córdoba, Trelew, Bahía Blanca y Andina Empaques.

“La firma de este acuerdo nos permitirá alcanzar un gran avance en nuestros objetivos de sustentabilidad y reducción de la huella de carbono. Esta iniciativa es fundamental para la estrategia de descarbonización de la compañía, robusteciendo con acciones concretas nuestro compromiso de conservar los recursos naturales y preservar así el medio ambiente” afirmó Fabián Castelli, CEO de Coca-Cola Andina Argentina.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, sostuvo que “Con este acuerdo fortalecemos nuestro compromiso con el medio ambiente y la construcción de un futuro más sostenible. En el último año, desde Pampa realizamos una inversión de U$S 260 millones para la construcción de nuestro quinto parque eólico, que nos permitirá incorporar 140 MW más de potencia y contribuir a que nuestros clientes puedan cumplir con sus objetivos de sustentabilidad”.

Abelardo Gudiño, Gerente General de Coca-Cola Argentina señaló que “A nivel global nos hemos fijado como meta reducir nuestras emisiones de gases de efecto invernadero en un 25 % para 2030. Implementamos soluciones innovadoras, una de las cuales incluye el uso de energía renovable”. Este compromiso se ejemplifica en el acuerdo entre Andina Argentina y Pampa Energía”, añadió.

Este acuerdo en Argentina se suma a otros convenios similares entre Coca-Cola Andina y proveedores de electricidad renovable en Chile y Brasil, para potenciar el pilar de “Acción por el Clima”.

Acerca de Coca-Cola Andina

Es una empresa dedicada a la producción y distribución de bebidas gaseosas, energéticas, isotónicos, agua embotellada y jugos; comprometida con sus clientes, colaboradores y proveedores cuidando el medio ambiente y trabajando con cada una de las comunidades donde opera. Su misión es agregar valor creciendo en forma sustentable, incentivando una mirada circular de todos los procesos, potenciando la retornabilidad de los envases, abordando una mayor eficiencia hídrica e incorporando alternativas concretas para disminuir las emisiones.
 

Acerca de Pampa Energía

Es una de las principales empresas integradas de energía de la Argentina. Desarrolla actividad en exploración y producción de gas y petróleo con presencia en el 8 % de Vaca Muerta. También es una de las mayores generadoras independientes de energía eléctrica del país, a través de centrales térmicas, hidroeléctricas y parques eólicos, y una empresa líder en contratos con grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista. Además, desarrolla una amplia gama de productos petroquímicos siendo la única productora de caucho, estireno y poliestireno del país. Es co-controlante de Transportadora del Gas del Sur (TGS), que transporta el 60 % del gas consumido en el país, y de Transener que opera el 85 % de las líneas de alta tensión de Argentina.

Acerca de Coca-Cola

La Compañía Coca-Cola (NYSE: KO) es una compañía de bebidas cuyos productos se venden en más de 200 países y territorios. Su portafolio incluye múltiples marcas valoradas en miles de millones de dólares en varias categorías de bebidas incluyendo a Coca-Cola, Sprite y Fanta. Algunas de sus marcas de bebidas hidratantes, deportivas son SmartWater, Powerade, Benedictino. Nuestras marcas de bebidas nutritivas, jugos, lácteos y hechas a base de vegetales incluye a AdeS.

En Argentina, Coca-Cola junto a sus cuatro socios embotelladores (Arca Continental, Coca-Cola Andina, Coca-Cola Femsa y Reginald Lee) elaboran y comercializan desde hace 81 años las reconocidas marcas de la Compañía: Coca-Cola, Sprite, Fanta, Cepita, Aquarius, entre otras.

Edgardo Volosin fue reelegido por unanimidad como presidente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).

Volosin, con destacada trayectoria en el sector, asumirá su segundo período consecutivo en la presidencia de la entidad empresaria. Manifestó su gratitud por la reelección y reafirmó su compromiso de impulsar importantes proyectos para afrontar los desafíos de la transición energética en el país.

La nueva comisión directiva, según el consenso de los representantes de los asociados reunidos en Asablea General Ordinaria quedó constituida por Volosin (Edenor) como presidente y los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Marcelo Cassin (Epesf) y Fernando Pini (Edes).

Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep) ocuparán los cargos de secretarios, mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será el prosecretario.

El equipo directivo se completa con Mario Moya (Epen) como tesorero; Alberto Velarde (Apeba) como protesorero; y Walter Smichoski (Energía de Misiones) y Alfredo Aun (Dpec) como miembros de la Comisión Revisora de Cuentas.

Además, fueron elegidos como vocales representantes de las principales distribuidoras socias de Adeera, reafirmando así el espíritu federal de la Asociación, que agrupa a empresas públicas, privadas, mixtas y cooperativas de 23 provincias y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Acerca de ADEERA

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

El gobernador de Buenos Ares, Axel Kicillof, sostuvo que “La inversión de YPF en Bahía Blanca (referidas al desarrollo de una planta productora de GNL para su exportación) no puede quedar enredada en cuestiones partidarias y coyunturales”.

En conferencia de prensa, el Gobernador hizo hincapié en que “Hay muchas empresas que habían decidido inversiones, y que ahora están a la espera de beneficios que no pidieron ni necesitaban: las preguntas que debemos hacernos con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) es por qué y para beneficio de quién lo hacen”.

En dicha conferencia, que tuvo lugar en el Salón Dorado de la Casa de Gobierno, Kicillof explicó que se trata de “un régimen que puede resultarle atractivo a algunas compañías, pero que implicaría una pérdida importante de soberanía para el pueblo argentino”.

La referencia del Gobernador se relaciona con declaraciones que la semana pasada formuló el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín (ex Techint), que condicionó la realización del proyecto conjunto con Petronas a la adhesión al RIGI -que impulsa el gobierno nacional- , ya sea por parte de Buenos Aires, o de la provincia de Río Negro como alternativa.

Se trata de una inversión (gasoductos desde Vaca Muerta, Planta procesadora, instalaciones portuarias) que escalaría hasta los 30.000 millones de dólares para la que el RIGI, aún no aprobado por el Congreso, dispondría de una serie de muy ventajosas medidas fiscales, cambiarias, y legales por un período de 30 años. Kicillof las considera excesivas.

En ese sentido, Kicillof refirió que el proyecto de radicación de una planta de Gas Natural Licuado (GNL) en el puerto de Bahía Blanca: “ya había sido aprobado sin el RIGI: el acuerdo entre la compañías Petronas e YPF que se alcanzó en 2023 es el resultado de la planificación virtuosa del Estado que comenzó con la recuperación de YPF (2012) y la puesta en marcha de (la producción en) Vaca Muerta”.

Durante el último año del gobierno de Alberto Fernández el ministerio de Economía (a través de la Secretaría de Energía) elaboró un proyecto específico para impulsar este proyecto y lo puso a consideración del Congreso de la Nación. De hecho tiene media sanción de Diputados y restaba su tratamiento en el Senado.

“No se trata de un tema reciente, sino de un proyecto que lleva varios años: esta inversión es prioritaria para nuestra provincia y no puede quedar enredada en cuestiones partidarias y coyunturales”, explicó Kicillof.

En la misma conferencia de prensa el Gobernador anunció junto a miembros de su gabinete varias medidas en materia de transporte, cultura y políticas sociales. Fue junto a los ministros de Gobierno, Carlos Bianco, y de Transporte, Jorge D´Onofrio, y la presidenta del Instituto Cultural, Florencia Saintout.

La senadora bonaerense Teresa García consideró que el presidente de YPF está extorsionando al gobierno de Axel Kicillof con el proyecto para construir una planta de GNL en Bahía Blanca que permita vender el gas no convencional de Vaca Muerta al exterior.

Fue luego de que Horacio Marín le advirtiera al Gobernador que si la provincia de Buenos Aires no adhiere al RIGI la planta que se proyecta construir junto a Petronas, se instalará en Río Negro.

La presidenta del bloque de senadores de UxP informó que hace pocos días recibió “en la Legislatura bonaerense al intendente de Bahía Blanca (Federico Susbielles) y a todos los actores sociales de la ciudad por lo que significa esta inversión”, y aseguró que “los técnicos explicaron que Río Negro no tiene infraestructura y otras cuestiones necesarias que Bahía Blanca tiene resueltas”.

Al respecto, consideró que “lo del presidente de YPF es una extorsión clara y abierta”, y aclaró que “la Provincia va a resistir ser rehén y seguirá peleando por la atribución que tiene Bahía Blanca para quedarse con este emprendimiento”. La legisladora denunció que “hay una manipulación de la información y una sobreactuación con el apriete a la Provincia”.

Al referirse a las distintas situaciones que se conocieron alrededor del tratamiento de la Ley Bases, denunció que “es gravísimo que se naturalicen los acuerdos que se hicieron para conquistar votos de senadores a cambio de prebendas en el Ejecutivo”, y agregó que la actuación del ministro del Interior, Guillermo Francos, en este caso “es una vergüenza”.

La provincia de Neuquén registró en mayo un nuevo récord en la producción de petróleo, al alcanzar los 394.010 barriles por día, 0,94 % mas que en abril y 20,4 % más que en mayo del 2023. La producción acumulada entre enero y mayo de 2024 es 19.29 % mayor que la registrada para el mismo período del año pasado, informó el ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén.

La producción de gas en mayo fue de 105,59 millones de metros cúbicos por día. La provincia alcanzó así el mayor volumen en su historia de producción hidrocarburífera.

De acuerdo a las cifras brindadas por el Ministerio, el incremento con relación a abril se debe principalmente al aumento de la producción en las áreas Bajada del Palo Este, La Calera; la Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste y Loma Campana.

En cuanto a la producción de gas en mayo, resultó 14,33 % máyor a la de abril y 19,84 % en términos interanuales. El acumulado en estos cinco primeros meses del año fue 11,05 % mayor que el registrado en el mismo periodo del año pasado.

La mayor producción de gas se debe principalmente al aumento de la demanda por el consumo ante la situación climatológica presentada en la región en este mes, se indicó.

Según se precisó, el incremento se debió principalmente al aumento en la producción de las áreas Fortín de Piedra, Aguada de la Arena, Aguada Pichana Oeste, Sierra Chata; El Mangrullo, y la Calera.

La extracción no convencional de petróleo representa 93,6 % de la producción total de Neuquén, mientras que el 88,15 % de la producción de gas es del mismo origen.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicó su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Ca,ibe (IE-LAC) correspondiente al mes de abril 2024.

Este informe ofrece un análisis de las tendencias energéticas en la región, lo que es crucial para entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía, y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.

La inflación energética mensual tuvo un incremento en 9 de los 16 países analizados, con lo que se mantiene la tendencia al alza observada desde inicios del presente año. En el mes de abril 2024, la inflación energética regional alcanzó un valor de 0.89 %, más alta incluso que la inflación total mensual de la región, que fue 0.35 por ciento. se indicó.

La inflación energética anual de América Latina y el Caribe, en abril de 2024 respecto a abril de 2023, fue de 3.95 por ciento. Esta tasa supera la inflación total (3.54 %), situación que no se había registrado desde octubre de 2022, y es debido al incremento del precio internacional del petróleo que afecta directamente a los combustibles de uso doméstico, se explicó.

Por su parte, en lo países de la OCDE la inflación energética anual aumentó, alcanzando el 1,2 % en abril, tras el 0,6 % de marzo. Esto se explica, especialmente, por el aumento de los precios energéticos en los países del G7 (Canadá, Francia, Alemania, Italia, Japón, Reino Unido y Estados Unidos), puntualizó el informe de la OLADE, elaborado a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los países miembros de la Organización, e información publicada por OCDE.

El equipo de Voluntariado de MetroGAS, junto a la Fundación Multipolar, participó de una jornada de elaboración de viandas de comida para personas en situación de vulnerabilidad.

Las 16 personas que asistieron a la jornada de manera voluntaria, todas ellas integrantes de las distintas áreas de la empresa, cocinaron y envasaron 135 viandas que fueron repartidas entre quienes participan de los talleres y capacitaciones de la fundación, en la zona porteña de Villa Urquiza.

“En una época donde lo individual parece ser lo correcto, el hecho colectivo tiene que prevalecer. Me siento un privilegiado y ayudar me hace bien. Tiene que ver con mis orígenes: cuando era joven trabajaba mucho en acción social en el barrio en el que nací, que es en un barrio muy humilde. Siempre quise participar y para mí es importante dar el ejemplo, más que decir hay que arremangarse”, explicó Víctor Oberman, jefe del Centro Coordinador de Atención de Urgencias (CCAU) de MetroGAS.

La jornada de elaboración de viandas formó parte del Programa de Voluntariado Corporativo de MetroGAS y se enmarca en la responsabilidad de la empresa en fomentar la empatía y la inclusión, como así también el trabajo de los empleados en su compromiso con el bienestar de la comunidad.

“A través del voluntariado, MetroGAS nos brinda herramientas para colaborar con los que más nos necesitan. Me dio mucha felicidad haber podido hacer algo por el otro”, resaltó Marisa Gnazzo, administrativa de Legales de la compañía.

En el encuentro también estuvo presente la directora ejecutiva de la Fundación Multipolar, Melisa Hechenleitner, quien contó que desde la organización se dedican a “trabajar con personas que se encuentran en una situación de extrema vulnerabilidad social”.

“Los apoyamos, acompañamos con diferentes herramientas, equipos de trabajo, con profesionales, y también hacemos acompañamientos grupales para que puedan salir adelante a través del trabajo”, explicó.

MetroGAS trabaja junto a Multipolar desde 2021 cuando se la asistió y se facilitó el acceso al servicio de gas mediante el Programa de Instalaciones Solidarias, destinado a organizaciones de la sociedad civil. También fueron parte del Programa Compras Inclusivas, una iniciativa vinculada a la agenda 2030 de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas, como así también de distintas campañas de trabajo colaborativo en Navidad y en el Día de la Niñez.

El programa Voluntariado de MetroGAS tiene un enfoque respaldado por una política corporativa diseñada para su ejecución con el propósito de canalizar el potencial y las habilidades de sus empleados en beneficio del desarrollo social, involucrando a la empresa, a los colaboradores y colaboradoras, así como a la comunidad en general.

El ministro de Economía, Luis Caputo, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y el presidente de YPF, Horacio Marín, recorrieron Loma Campana uno de los principales bloques que la compañía opera en Vaca Muerta. También, estuvo presente el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele.

Durante la visita, el ministro de Economía y el gobernador conocieron los detalles de los planes de YPF para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta en el marco del Plan 4X4 anunciado por el presidente y CEO de la compañía.

La energética tgs propuso al gobierno una inversión en obras de infraestructura de transporte de gas natural que, en 2026, permitirían sustituir millonarias importaciones de GNL y gasoil al país.

La compañía de energía, controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, presentó al Ministerio de Economía un proyecto de ejecución y financiamiento de obras para la ampliación de los sistemas de transporte existentes, con una inversión asociada de U$S 700 millones.

Su principal propósito es disponer de volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral, estimados en 14 MMm3/día, en el invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil (100 días al año), con gas de Vaca Muerta además de potenciar los saldos exportables a la región.

El proyecto está basado en el máximo aprovechamiento de la infraestructura de transporte existente, de alta eficiencia en términos de monto invertido por metro cúbico transportado, lo que se traduce en un menor costo para el usuario final, además de los menores plazos constructivos, se destacó.

Esta iniciativa privada sustituirá durante el período invernal las importaciones de GNL y gasoil que actualmente compensan el déficit de gas natural que presentan las cuencas del Norte y Sur del país, con precios que oscilan entre 11 y 18 dólares por Millón de BTU, de 3 a 5 veces superiores a los precios en los que se comercializa el gas desde la Cuenca Neuquina.

tgs aclaró que el proyecto es complementario y de ninguna manera excluye la posibilidad de avanzar con la construcción del Tramo II del GPNK y/o cualquier otra obra de infraestructura que permita impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y la integración energética regional.

El plan está integrado por obras de ampliación en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados.

Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén – Salliqueló del GPNK, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP), que requiere un proceso de concurso para recibir y adjudicar las ofertas que presenten los interesados en su ejecución.

El proyecto podría estar habilitado en el invierno 2026, para lo cual es necesario arribar a la adjudicación antes de noviembre del corriente año.

Por otra parte, el proyecto se complementa con una ampliación en el sistema regulado de tgs, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló por el GPNK acceda al área GBA, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.

La obra en el GPNK contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de los U$S 500 MM. La obra en el sistema regulado de tgs abarca la instalación de 20 km de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en U$S 200 MM que tgs financiaría, aunque no resulte adjudicada en la ampliación del GPNK.

“Las reservas de Vaca Muerta son equivalentes a más de 120 años de consumo interno”, dijo Oscar Sardi, CEO de tgs, y agregó que “resulta imperioso que Argentina cuente con la infraestructura necesaria que le permita capitalizar estos recursos durante la transición energética”.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, y Luis Fallo, Director Ejecutivo del grupo Sielecki, destacaron que “Desde 2019, tgs viene invirtiendo más de U$S 700 MM en instalaciones Midstream para acompañar el desarrollo que impulsan los productores de gas en Vaca Muerta. Este proyecto, que agrega otros U$S 700 MM, refuerza la vocación de tgs y sus accionistas de apostar al crecimiento económico y social del país”.

Además, Mariani agregó que “de aprobarse la Ley Bases, el encuadramiento de la inversión privada dentro del RIGI redundará en menores tarifas de transporte de gas para los usuarios”.

“Los beneficios en la balanza comercial de Argentina ascenderían a más de U$S 700 MM/año y, en términos de ahorros fiscales, en el orden de U$S 500 MM/año, por la sustitución de estas importaciones a partir de la habilitación del proyecto. Todo ello, sin considerar los réditos por los saldos de gas natural que podrán exportarse a la región en el período estival al disminuir la demanda del mercado interno”, se indicó.

El proyecto además reactivará el crecimiento de diversos sectores económicos. No es un dato menor citar los impactos positivos en el Upstream, considerando que el desarrollo de 14 MMm3/día de producción incremental de gas natural implicará la perforación y completamiento de aproximadamente 20 pozos en la etapa inicial, con una inversión estimada del orden de U$S 400 millones.

Ello sin incluir las inversiones requeridas en el midstream que agregarían más de U$S 450 MM en instalaciones de acondicionamiento del nuevo gas a ser transportado.

“Estamos convencidos que es la alternativa de obra de ampliación más eficiente en este momento. Su contribución al suministro y su menor plazo constructivo permitirá a Argentina a partir del 2026 priorizar los recursos propios, dejando de erogar U$S 700 MM por año en importaciones que podrían ser reemplazados por gas de Neuquén a un costo de U$S 200 MM, generando un importante ahorro y garantizando el abastecimiento interno en cada invierno”, dijo Oscar Sardi.

Sobre tgs
tgs es la principal compañía de transporte de gas natural de nuestro país. A través de más de 9.300 kilómetros 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.

Durante sus 32 años de historia, 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 muy importantes a nivel país, donde se procesan y comercializan líquidos derivados del gas natural.

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.

Actualmente brinda el servicio de operación y mantenimiento del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK).

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.

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.

La distribuidora por red domiciliaria de energía eléctrica Edesur informó que “entró en funcionamiento el segundo transformador de 80MVA en la Subestación Caballito, como parte final de las tareas de reconstrucción, luego del incendio ocurrido el 10 de febrero”.

“De esta manera, se empiezan a retirar los grupos electrógenos de gran porte que permitieron dar servicio eléctrico a la zona afectada y garantizar el suministro a los clientes”. “La red recupera la potencia con la que contaba antes del incidente”, se{añó la compañía operada por Enel.

La reconstrucción de la subestación implicó el retiro de los equipos afectados, la demolición de techos y paredes que fueron afectadas durante el incendio, la reconstrucción edilicia, y la colocación de nuevos transforamadores, se describió.

“Seguimos trabajando en la Subestación con el tramo final de la obra civil para terminar con la reconstrucción”, se indicó.

La compañía Shell llegó a un acuerdo de compra de Pavillon Energy, el suministrador de gas natural licuado de la española Iberdrola entre otras empresas. La operación, en la que también pujaba Aramco, incluye el negocio mundial de comercialización de GNL con un volumen de suministro contratado de unos 6,5 millones de toneladas anuales (mtpa)

Con sede en Singapur, el negocio energético global de Pavilion Energy abarca actividades de comercio de GNL, transporte marítimo, suministro de gas natural y comercialización en Asia y Europa.

“La adquisición de Pavilion Energy fortalecerá la posición de liderazgo de Shell en GNL, trayendo volúmenes de materiales y flexibilidad adicional en nuestra cartera global“, dijo Zo-Y Yujnovich, director integrado de gas y Upstream de Shell. Adquiriremos la cartera de contratos de toma y suministro de GNL Pavilion, que incluye acceso adicional a los mercados estratégicos de gas en Asia y Europa. Al integrar estos en la cartera global de GNL de Shell, la petrolera está fuertemente posicionada para ofrecer valor de esta transacción, al tiempo que ayuda a satisfacer las necesidades de seguridad energética de sus clientes.

El acuerdo está por encima de la tasa interna de rentabilidad (IRR) de la tasa de obstáculos para el negocio de Gas Integrado de Shell, cumpliendo con su ambición de crecimiento del 15-25% para los volúmenes comprados, en relación con 2022, según se describió durante el 2023 del Día de los Mercados de Capitales.
La integración de las carteras comenzará una vez concluido el acuerdo, que se espera para el primer trimestre de 2025, sujeto a aprobaciones regulatorias y cumplimiento de otras condiciones.

El presidente de YPF, Horacio Marín, sostuvo que en la definición acerca del lugar donde habrá de instalarse la planta elaboradora de GNL (Buenos Aires o Río Negro) tendrán incidencia los incentivos económicos para el proyecto y la ayuda en permisos que determinen los respectivos gobierno provinciales.

“No hay discriminaciones, no estoy descartando a nadie”, afirmó Marín en declaraciones periodísticas, al tiempo que remarcó que “si obviamente (algunas de estas provincias decidieran) no adherir al RIGI -Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones- el proyecto ira a desarrollarse en la provincia donde haya RIGI”.

El directivo hizo referencia a que la tarea de análisis y viabilidad está a cargo del vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, quien tien por antecedente mas cercano participar en la construcción de Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (Etapa I) en el 2023.

“YPF y Petronas (socias en este proyecto de gran envergadura) evaluarán la mejor opción y luego iré personalmente a reunirme con los gobernadores (Axel Kicillof y Alberto Weretilneck) para mostrales los números”. “Acá nadie está jugando raro”, enfatizó Marín, quien agregó que “ya le envié cartas a los dos gobernadores para explicarles esto”.

La asfaltita es uno de los minerales neuquinos utilizados por la industria petrolera en la formación geológica Vaca Muerta. “De alguna manera reemplaza a otros productos importados y, por supuesto, contribuye a bajar los costos de la operación hidrocarburífera” por la cercanía con las locaciones adonde es utilizado, destacó el director provincial de Minería, Carlos Portilla.

Su uso “va tendiendo últimamente hacia la aplicación en lodos de inyección”. Este mineral cumple las funciones de sellado de pozos y de lubricación de la herramienta perforante.

Durante el año pasado se extrajeron en la provincia 7.259 toneladas de asfaltita, hidrocarburo sólido derivado del petróleo que es utilizado habitualmente en la elaboración de asfalto y la industria siderúrgica. Sin embargo, en Neuquén se lo emplea en mayor medida para cementar pozos petroleros.

La mina productora, ubicada en el departamento Pehuenches, al sur del río Colorado, límite con la provincia de Mendoza, es la más importante del país. Su cercanía con los pozos petroleros no convencionales ha contribuido a su crecimiento del 27,45 por ciento interanual, del 2022 al 2023, indicó Portilla.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recorrió (el lunes 17/6) el inicio de la obra de provisión de gas en la meseta de Añelo, que permitirá conectar más de 400 vecinos a la red de gas natural, e hizo hincapié en la decisión de YPF de mejorar el abasto de este insumo a dicha localidad. El gobernador detalló que significa “multiplicar por ocho la capacidad de provisión de gas” en esa zona.

Asimismo, participó de la inauguración de un centro de atención en kinesiología que fue financiado por Pluspetrol, con un costo de 117 millones de pesos.

En lo referido a la obra de provisión de gas, se ejecuta de la mano de Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa), la empresa estatal neuquina, lo cual permitirá a los vecinos dejar de calefaccionarse con leña. Forma parte de las inversiones que buscan mejorar la provisión de los servicios básicos y que cuentan con el acompañamiento del sector público y privado, se describió.

“Dejamos sentadas las bases para que podamos, de una vez por todas, seguir nutriendo de gas por redes a más habitantes de Añelo. Casi 435 van a ser en los próximos 60 días, los nuevos beneficiarios de poder tener gas natural en la localidad” (fuerte productora de gas no convencional en Vaca Muerta), remarcó.

El gobernador reiteró que en Neuquén “el principal eje debe ser el ciudadano” y destacó la importancia del trabajo en equipo y coordinado (Estado y empresas) “para brindarle las soluciones a nuestra gente”.

Las autoridades también participaron de la inauguración de la quinta etapa de la obra de cloacas, que contó con el aporte de las empresas PECOM y TSB. Posteriormente, recorrió un tramo de asfalto en la calle 24, que se ejecutó con la empresa Confluencia. Figueroa destacó el aporte de Pan American Energy para la concreción de las obras.

OBRAS EN SALUD

Figueroa también dejó inaugurado en Añelo el nuevo edificio de kinesiología del Hospital “Artemio Rubén Bautista” y la Clínica Médica Pragma, que permitirán jerarquizar las prestaciones de salud en la localidad.

“Nosotros estamos convencidos de que la cobertura del sistema de salud en la provincia debe crecer en lo público y en lo privado”, señaló.

Pluspetrol informó que la obra del primer Centro de Kinesiología en Añelo, se ejecutó en un plazo de 120 días, con un costo total de 117 millones de pesos financiados exclusivamente por la Compañía.

Cuenta con modernas instalaciones para la atención de la comunidad. Mejorará significativamente la calidad de vida de los habitantes locales, proporcionando acceso a servicios esenciales en un espacio moderno y totalmente equipado, se destacó.
El acto de inauguración contó con la presencia del Gobernador Figueroa y el Gerente General de Pluspetrol Argentina, Adrián Vila.

“Este centro representa mucho más que una inversión económica; es aporte que suma al bienestar y la salud de la comunidad de Añelo y sus alrededores que antes debían trasladarse a otras localidades para acceder a sus tratamientos kinesiológicos. Nos sentimos muy conformes con la articulación lograda con el Ministerio de Salud de la Provincia, destacó Vila.

La iniciativa surgió en 2018 a partir de una necesidad planteada por las autoridades del Hospital local de Añelo, dado que en la zona de influencia carecían de un servicio de kinesiología.

En un primer momento (2020) Pluspetrol proporcionó el equipamiento necesario para la puesta en marcha del servicio, en instalaciones transitorias, mientras se puso en marcha el proyecto para la nueva obra.

Pluspetrol firmó en 2023 un convenio con el Ministerio de Salud, comprometiéndose a financiar y construir el nuevo centro de kinesiología según los planos elaborados por el Ministerio y en un terreno proporcionado por el Hospital. La construcción fue realizada por Corporación Forestal del Neuquén SA (CORFONE), una empresa del Gobierno de la Provincia especializada en sistemas constructivos en madera.

El nuevo Centro se desarrolla en una planta con una superficie de 140 m2, e incluye una sala de espera, sanitarios, cocina y oficina para el personal, depósito, un consultorio, tres boxes para atención kinesiológica y un espacio para ejercicios terapéuticos.

El gobernador destacó la expectativa “que genera el crecimiento de Neuquén”, que la ha convertido en un fenómeno migratorio nacional.

“Tenemos que crecer de manera federal, teniendo en cuenta siempre los gritos que existen desde el interior, como ese grito que tuvo en Salta, Güemes”, reflexionó, en alusión al feriado patrio en recordación de Martín Miguel de Guemes.

Por su parte, el ministro de Salud, Martín Regueiro señaló que “siempre es un orgullo poder inaugurar y aumentar la oferta prestacional en la provincia”, y remarcó que “cuando uno piensa en rehabilitación, piensa en kinesiología, piensa en alternativas que permitan que la gente no tenga que trasladarse, por caso, a Neuquén (capital) patra recibir atención”.

El intendente reconoció que “había una deuda con la comunidad de salud para Añelo. Este es el vínculo y el compromiso que tienen que tener las empresas y las operadoras con una comunidad que le aporta mucho”. “El desarrollo y el crecimiento también implica mas infraestructura para toda una comunidad”, señaló.

El nuevo edificio para el servicio de Kinesiología pertenece a la Zona Sanitaria V. La obra fue financiada por Pluspetrol y la Provincia realizó una inversión de más de 10.500.000 de pesos en equipamiento y mobiliario.

El Servicio de Rehabilitación y Kinesiología funcionaba desde hacía tres años aproximadamente en un tráiler equipado y donado por la misma empresa, con la proyección de tener un centro de kinesiología.

De las actividades también participaron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis Ousset; de Infraestructura, Rubén Etcheverry; de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y el delegado de la Región Vaca Muerta, Milton Morales, junto a otros funcionarios provinciales y municipales.

El Secretario General de los Petroleros Privados de Chubut, Jorge Avila, formó parte del contingente de representantes del sector energético nacional desde el sector sindical, en el encuentro con el Para Francisco concretado en el Vaticano.

Ávila expresó junto a sus pares y a directivos de empresas, y autoridades de diversas universidades argentinas, y del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), la “profunda admiración y respeto hacia su investidura episcopal”, se indicó.

En ese marco, fue uno de los firmantes de la misiva cuya intención fue compartir con el Papa “el compromiso asumido en el marco del Foro Social, Académico y Laboral de la Industria de la Energía”, organizado por el Movimiento Internacional ‘Scholas Occurrentes’.

Durante ese encuentro, las partes han participado en diversas actividades inspiradas en las enseñanzas y reflexiones contenidas en sus encíclicas ‘Fratelli Tutti y Laudato Sí’, “comprometiéndonos a promover el diálogo y la generación de consensos con el firme propósito de actuar conforme a los valores de fraternidad y cuidado de nuestra casa común”, se indicó.

Dicha carta, menciona que “Argentina, como bien sabe, atraviesa tiempos complejos. En este contexto, creemos firmemente en la necesidad de fomentar la escucha y el entendimiento y la colaboración entre todos los sectores de nuestra comunidad”.

“Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a Su Santidad por su constante labor en favor de la Paz, la Justicia y el cuidado del medio ambiente”, continúa el escrito, mencionando asimismo que “su liderazgo y dedicación nos inspiran a seguir adelante en nuestro compromiso de construir un mundo mejor para las generaciones presentes y futuras”, prometieron.

En un importante acuerdo para garantizar el abastecimiento energético, Energía Argentina y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmaron la novena adenda al contrato de suministro de gas natural. Esta medida, que asegura el abastecimiento de gas para el norte del país durante agosto y septiembre, se da en un contexto marcado por la reducción significativa de las reservas de gas en Bolivia, que afectó la capacidad de exportación del país vecino.

El acuerdo permitirá la provisión de hasta 4 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) de gas natural, atendiendo las necesidades del centro y norte argentino. Este flujo es vital mientras se avanza con la reversión del Gasoducto Norte, una obra que se proyecta será operativa para el 15 de septiembre. Una vez completada esta fase, se prevé un incremento significativo en la capacidad de transporte, con la adición de 5 MMm³/d al suministro existente. En una segunda etapa, se sumarán otros 4 MMm³/d, lo que contribuirá a satisfacer la creciente demanda energética de la región.

Contexto

La firma de esta adenda ocurre en un escenario complejo para Bolivia. El presidente Luis Arce anunció el año pasado que su país enfrentaba una escasez crítica de reservas de gas natural, lo que llevó a la cancelación de exportaciones a Brasil y Argentina. Este suceso marcó el fin de la denominada “Era del Gas” en Bolivia, una etapa que durante tres décadas sustentó su economía mediante la exportación de este recurso.

“Desde 2014, hay una declinación en la producción, que lamentablemente ha ido cayendo hasta tocar fondo. No se han repuesto esas reservas de gas y el país por lo tanto no tiene capacidad para producir más”, comunicó Arce.

Las reservas bolivianas actuales rondan los 33,6 MMm³/d, con exportaciones de 20 MMm³/d a Brasil y 6 MMm³/d a Argentina. Sin embargo, esta reducción en la capacidad de producción ha dejado a Bolivia con un déficit significativo para cubrir su consumo interno, estimado en 15 MMm³/d, de los cuales solo 10 MMm³/d están disponibles.

Impacto en la Relación Energética Regional

En otros tiempos, Argentina importaba hasta 20 MMm³/d de gas desde Bolivia, generando una transferencia de unos 6 mil millones de dólares anuales en ingresos para el país vecino en 2014. Sin embargo, la declinación en las reservas bolivianas y la falta de inversiones en exploración y nuevas tecnologías han cambiado el panorama.

La oposición en Bolivia ha criticado duramente al gobierno de Arce por centrarse en la explotación de reservas existentes sin destinar recursos a la exploración de nuevos yacimientos.

“En lugar de explorar, y de procurar mayores reservas, se dedicaron a explotar, como primera medida, para poder disponer de recursos. La exploración ha estado siempre descuidada”, expresó en su oportunidad el experto en hidrocarburos, Hugo del Granado.

Con la entrada en operación del renovado gasoducto, se espera una mejora significativa en la disponibilidad de gas en Argentina, reduciendo posibles desbalances en el suministro y fortaleciendo la infraestructura energética del país.

Si bien la firma de esta adenda no solo asegura el suministro de gas para el próximo bimestre, sino que también pone de manifiesto la importancia de las inversiones en infraestructura.