El gobierno nacional decretó que designará, “a propuesta de la Provincia de ENTRE RÍOS, a los TRES (3) integrantes de la Delegación Argentina ante la COMISIÓN TÉCNICA MIXTA DE SALTO GRANDE indicando asimismo a quién le corresponderá la Presidencia de la Delegación”.

El decreto 523/2024 publicado en el Boletín Oficial, lleva las firmas Milei, Luis Caputo, Diana Mondino. Señala que se “Sustitúye el artículo 2° del Decreto 132/2004”.

Dicho artículo determinaba que “la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS propondrá DOS (2) de los integrantes de la Delegación Argentina ante la COMISION TECNICA MIXTA DE SALTO GRANDE, correspondiendo la presidencia de dicha Delegación a UNO (1) de los funcionarios que la integren en representación del MINISTERIO DE RELACIONES EXTERIORES, COMERCIO INTERNACIONAL Y CULTO”.

En los considerandos del nuevo decreto presidencial se argumenta en favor de la decisión:

Que el Complejo Hidroeléctrico Salto Grande permite abastecer un porcentaje importante de la demanda eléctrica de la REPÚBLICA ARGENTINA, siendo motivo de orgullo de los entrerrianos.

Que dicho Complejo representa una obra icónica de la citada provincia, generadora de actividad económica a través de la energía producida, así como de las actividades conexas al aprovechamiento, tales como el turismo, la práctica de deportes y la pesca.

Que el embalsado de los ríos para la instalación de centrales hidroeléctricas repercute en el ambiente y las sociedades, siendo las repercusiones más evidentes las alteraciones de las costas y las afectaciones directas sobre la vida acuática.

Que, en ese marco, la Provincia de ENTRE RÍOS otorga especial relevancia al cuidado del medioambiente y, en particular, a los impactos ambientales positivos y negativos producidos por la construcción del aprovechamiento hidroeléctrico sobre el río Uruguay.

Que con el objetivo de permitir una adecuada coordinación y supervisión de las tareas relacionadas a los impactos medioambientales, resulta necesario asegurar la participación de la Provincia de ENTRE RÍOS en la estructura administrativa del aprovechamiento hidroeléctrico.

Que históricamente la Delegación Argentina ante la COMISIÓN TÉCNICA MIXTA DE SALTO GRANDE ha sido conformada por personas oriundas de la Provincia de ENTRE RÍOS, destacándose su conveniencia por razones de cercanía y la vinculación histórica y social con la obra de infraestructura.

Que con el fin de reconocer formalmente la participación de la Provincia de ENTRE RÍOS en la gestión del aprovechamiento hidroeléctrico, corresponde modificar el citado Decreto 132/04 con el fin de que los TRES (3) integrantes de la Delegación Argentina ante la COMISIÓN TÉCNICA MIXTA DE SALTO GRANDE sean propuestos por dicha provincia.

Esta argumentación y criterio podrían entonces ser replicados en favor de otras provincias que alojan centrales hidroeléctricas.

La Confederación de Entidades de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) y la Confederación Argentina de la Mediana Empresa (CAME) firmaron un convenio de cooperación con el objetivo de promover el desarrollo comercial de las estaciones de servicio.

El acuerdo de cooperación mutua fue firmado por el presidente de CECHA, Isabelino Rodriguez; y el presidente y secretario de la CAME, Alfredo Gonzalez y Ricardo Diab; respectivamente, y forma parte de las acciones impulsadas por la Confederación para potenciar el crecimiento de las estaciones dentro del universo de las pymes.

El convenio busca promover el desarrollo comercial y social de las pymes y en particular de todas las estaciones de servicio del país, dotándolas de aquellas herramientas técnicas operativas puedan ser transmitidas y utilizadas para lograr la mayor eficiencia y competitividad en el desarrollo comercial que hoy técnica y profesionalmente requiere nuestro país.

Además contempla la potestad de asumir, cuando las partes así lo requieran una de otra, la representación institucional ante las autoridades nacionales, provinciales, municipales, legislativas como así también ante las entidades bancarias, financieras, organismos fiscales, nacionales y provinciales, y ante productores, distribuidores y mayoristas.

La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham) desarrolló en Washington DC y Houston una nueva edición del ciclo de intercambio público-privado del “Energy Program”, con la participación de funcionarios provinciales, legisladores nacionales, y empresarios del sector energético argentino.

Un comunicado de la entidad destacó que “el viaje se realizó bajo el compromiso que mantiene la Cámara por fortalecer y potenciar el diálogo bilateral sobre las oportunidades del sector energético y el traspaso de conocimiento e información para el desarrollo de la industria en Argentina, principalmente sobre la transición y seguridad energética”.

Las actividades se desarrollaron desde el lunes 10 y hasta el 14 de junio, y la agenda incluyó visitas coordinadas por el CEO de la Cámara, Alejandro Díaz, junto a Daniel Rellán, director técnico de Petróleo y Gas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

La delegación estuvo integrada por Alejandro Aguirre González, ministro de Energía de Tierra del Fuego A.e.I.A.S.; Fernando Banderet, intendente de Añelo, Neuquén; Antonio Carambia, intendente de Las Heras, Santa Cruz; Agustín Domingo, diputado nacional de Río Negro; Guillermo Koenig, ministro de Economía e Industria de Neuquén; Osvaldo Llancanfilo, diputado nacional por Neuquén; Facundo Manuel López, legislador de la provincia de Río Negro; Othar Macharashvili, intendente de Comodoro Rivadavia, Chubut; Martín Maquieyra, diputado nacional por La Pampa.

También, por Nicolás Massot, diputado nacional por Buenos Aires; Emilio Monzó, diputado nacional de Buenos Aires; Federico Ponce, ministro de Energía e Hidrocarburos de Chubut; Ana Clara Romero, diputada nacional por Chubut; Pamela Verasay, diputada nacional de Mendoza; junto a representantes de AmCham Argentina y del IAPG.

La delegación visitó el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) donde fueron recibidos por Tomás Serebrisky, gerente de Infraestructura y Energía del BID. La comitiva también fue recibida en la Embajada Argentina en Washington DC, por el Embajador, Gerardo Werthein.

Adenás, mantuvieron reunión con los representantes del Departamento de Energía de los EE. UU., Christopher J. Freitas, director del programa de I+D de infraestructuras de gas natural; Natalie Kempkey, encargada de Asuntos Argentinos y Michael Mazur, asesor principal de la Oficina de Tecnologías Críticas y Emergentes, para profundizar sobre las tecnologías de mitigación del metano.

En Houston, Texas, la comitiva visitó la Rice University – Baker Institute, siendo recibidos por representantes de la entidad para brindar un espacio de discusión sobre la industria energética en América y la sostenibilidad en las transiciones energéticas.

El jueves, fueron recibidos en las oficinas de Shell y BP donde conversaron con referentes de ambas empresas. Y además se reunieron en la Alcaldía de Houston para reunirse con el equipo de Comercio Internacional, con quien dialogaron sobre las principales cuestiones del sector y la transformación energética. El itinerario de actividades incluyó la visita a las oficinas de Excelerate Energy.

Alejandro Díaz, CEO de AmCham, destacó que “Resulta fundamental promover espacios para el diálogo y el trabajo en conjunto entre el sector público y privado, para desarrollar un ambiente de negocios que garantice previsibilidad, confianza y viabilidad para los proyectos del sector en Argentina, de manera tal que permita a las compañías maximizar las oportunidades que ofrece nuestro país en materia de recursos hidrocarburíferos”.

“Se acortan los plazos para materializar estas oportunidades, pero se requieren que todos los actores públicos y privados aúnen criterios para concretar el desarrollo sustentable que Argentina necesita urgentemente”, agregó Díaz.

AmCham Argentina se define como una organización no gubernamental, independiente y sin fines de lucro, que desde hace 106 años trabaja promocionando el comercio bilateral y la inversión entre los Estados Unidos y la Argentina. Nuclea más de 700 empresas que emplean directamente a 420.000 personas y representan 42 rubros de la actividad económica, aportando el 24 % del PBI, el 39 % de la recaudación fiscal, el 35 % de las importaciones y el 45 % de las exportaciones argentinas.

El secretario de Energía, Eduardo Chirillo, sostuvo que “La Ley Bases es fundamental para el país, pero también va a marcar el despegue del sector energético”. “No es una Ley para el Presidente Javier Milei, es para todos los argentinos”, agregó.

La aplicación de la ley bases, puntualizó:
. Reduce al minimo la intervención del Estado.
. Profundiza la libre comercialización y competencia.
. Amplia los mercados -interno y externo- de energía eléctrica e hidrocarburos.
. Elimina el agotado concepto de soberanía energética y autoabastecimiento incorporados en la Ley de Expropiación de YPF.
. Maximiza la renta de explotación de recursos y satisface las necesidades de hidrocarburos del país.
. Otorga derecho a la libre exportación e importación.

El Senado de la Nación aprobó ajustadamente en votos el proyecto de la denominada Ley Bases que había llegado con media sanción de Diputados, pero con modificaciones varias aunque sin recorte de beneficios, y ahora deberá volver a ser tratado en la Cámara baja.

El título sexto referido a “Energía” comprende los artículos 99 al 161. Incluye la modificación de la Ley de Hidrocarburos 17.319. Y este rubro quedó incluído entre las inversiones pasibles de los beneficios que, por treinta años, otorga el Régimen de Incentivos (fiscales, cambiarios, legales, y otros) a las Grandes Inversiones (RIGI). Una de tales inversiones será el proyecto de producción de GNL (YPF-Petronas).

“Cuando la diplomacia nacional no avanza, actúan las provincias” comentó un operador político de Neuquén sobre la participación de los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro) en la cumbre PRIORIDAD FII. Este evento, organizado por el Future Investment Initiative (FII Institute), se llevó a cabo en Río de Janeiro y fue convocado por el presidente de Brasil, Luis Ignacio “Lula” Da Silva, para tratar la transición energética y el potencial de la región norpatagónica, especialmente Vaca Muerta.

El presidente Da Silva encabezó la reunión, acompañado por sus ministros Rui Costa (Jefe de Gabinete), Renan Filho (Transporte), y Alexandre Silveira (Energía). Los gobernadores también se reunieron con Magda Chambriard, presidenta de Petrobras, y representantes del Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES).

Figueroa, durante su visita a Houston en mayo, ya había discutido con ejecutivos de la empresa energética brasileña sobre las perspectivas de Vaca Muerta para el Cono Sur y estudiando posibles inversiones en la cuenca neuquina. En el transcurso de la cumbre, se trataron temas esenciales para la región norpatagónica desde una perspectiva ambiental. Vaca Muerta fue destacada por su papel clave en la transición energética a través del desarrollo del gas, con la capacidad de exportar a países como Brasil, Chile, Paraguay y Bolivia. La provincia está avanzando en iniciativas para la descarbonización, con la meta de exportar gas ‘Net Zero’. La financiación de estos desarrollos fue un tema principal en las discusiones.

Weretilneck, por su parte, subrayó el avance en el mercado de peras y manzanas con Brasil, y el comercio de cebollas, que representa el 90% de la producción rionegrina destinada a este país. También mencionó los proyectos de ingeniería en cooperación con INVAP.

El evento FII PRIORITY Río de Janeiro 2024 se llevó a cabo bajo el lema “Invertir en dignidad”. Reunió a algunos de los inversores más influyentes del mundo, junto a líderes empresariales y jefes de estado. Durante la jornada, se exploró cómo la inversión en la transición ecológica, la tecnología, la innovación y la inclusión social puede contribuir a un nuevo orden mundial que priorice la dignidad para todos.

Frío frío..

La relación entre los presidentes de Brasil, Lula Da Silva, y Argentina, Javier Milei, se encuentra en un punto de distanciamiento sin precedentes. Lo que antes era una abierta rivalidad se ha transformado, por razones de prudencia, en un contraste que se ha intensificado en las últimas semanas, especialmente en el ámbito de la política exterior. Ambos líderes, que buscan ser vistos como figuras globales, han radicalizado sus posturas respecto al conflicto en Israel.

A diferencia de lo habitual en la política, las declaraciones de Javier Milei durante su campaña sobre Lula se han mantenido firmes una vez electo, exacerbando las tensiones entre las dos mayores naciones de Sudamérica. Es relevante recordar que Milei, durante su campaña, afirmó que no mantendría relaciones bilaterales con Brasil bajo su gobierno, calificando a Lula Da Silva como “comunista”. Milei también expresó su intención de alinear a Argentina con países como Estados Unidos e Israel, a los que considera parte del “mundo libre”.

La realidad, sin embargo, muestra que Argentina depende más de Brasil que viceversa. La diplomacia de Itamaraty (Brasil) se ha mostrado más precisa que la del Palacio San Martín (Argentina), cuando en un momento crítico, puso en suspenso por 24 horas el suministro de Gas Natural Licuado (GNL) al revisar minuciosamente una carta de crédito firmada por Enarsa para la compra de un cargamento con destino a Escobar.

En abril, Javier Milei había buscado mejorar las relaciones con Lula Da Silva solicitando una reunión a través de su canciller, Diana Mondino. En una carta enviada por Milei a Lula, según reportó el diario Folha de São Paulo, el gobierno argentino expresó un fuerte interés en mantener la relación bilateral y contenía un mensaje de saludo. Este fue el segundo intento de Milei para dialogar con Lula, después de que el presidente brasileño rechazara inicialmente la invitación de Milei a su toma de posesión el 10 de diciembre.

Lula y Milei mantienen una distancia muy difícil de encontrar en la historia de la relación entre Brasil y la Argentina. Lo que fue rivalidad abierta ahora es, por razones de prudencia, un contraste que se ha profundizado en las últimas semanas en el plano de la política exterior. Lula y Milei, que comparten la aspiración de ser vistos como actores globales, radicalizaron sus definiciones frente al conflicto entre Israel.
Pero todo indica que los dichos en campaña de Javier Milei sobre Lula, a diferencia de la tradición política, se matuvieron, lo que crea fuertes tensiones entre los mayores países de Sudamérica.

Cabe recordar que Milei durante su campaña dijo que bajo su gobierno él no mantendría relaciones bilaterales con Brasil ya que según él, Lula da Silva, actual presidente, es “un comunista”. En la ocasión dijo también que que, como Jefe de Estado, buscaría alianzas con países como Estados Unidos e Israel, identificándolos como parte del “mundo libre”.
Pero el mundo gira y todo indica que por estas fechas, la Argentina necesita más de Brasil que a la inversa y la diplomacia de Itamaraty es mucho más afinada que la del Palacio San Martín, incluso puso en jaque por veinticuatro horas el abastecimiento de GNL al observar con lupa una carta de crédito firmada por Enarsa para la compra de un cargamento con destino a Escobar.

Javier Milei reculó en abril y pidió una reunión con Lula Da Silva para mejorar las relaciones con Brasil. El libertario le envió una carta a su par brasileño a través de su canciller, Diana Mondino solicitando una reunión con Lula Da Silva. Según el diario Folha de San Pablo el Gobierno argentino “está muy interesado en mantener la relación bilateral”, y reveló que la carta contenía “un saludo”. Se trata, en este marco, del segundo intento realizado por Milei para conversar con Lula, quien inicialmente rechazó la invitación del argentino a la asunción presidencial del 10 de diciembre.

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, dijo que el segundo tramo del gasoducto PNK requerirá una inversión de US$ 2.500 millones y se espera que la licitación esté adjudicada para diciembre, con la condición de financiamiento a cargo de la empresa o consorcio adjudicado. Comienza la importación de gas desde Chile.

La administración Milei ha estado atenta a las señales de alarma generadas por el desabastecimiento de gas en semanas recientes, especialmente para clientes industriales y estaciones de servicio de Gas Natural Comprimido (GNC). Por esa razón pusieron el ojo en las obras de las plantas compresoras del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), las cuales, según el plan original, deberían estar operativas en este momento.
Sin embargo y según dicen en Energía, debido al cambio de gestión, se han experimentado demoras en estas obras, las cuales se están abordando. La estatal Energía Argentina (Enarsa) ha establecido un nuevo cronograma para la finalización, prueba e inicio de operaciones de estas plantas, que están en proceso de montaje en Tratayen, en la provincia de Neuquén, y en Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires.

En la actualidad, el ducto de 30 pulgadas tiene una capacidad de transporte limitada a 11 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), pero se espera que esta capacidad se duplique una vez que las plantas compresoras estén operativas, alcanzando así su capacidad proyectada de 22 MMm3/d.

Según el último informe de Enarsa, a principios de junio la planta compresora de Tratayen, construida por la empresa Sacde del Grupo Pampa Energía, está aproximadamente un 87% completada. Este progreso se desglosa en un avance del 97% en la obra civil, un 83% en el piping o mecánica, un 88% en electricidad y cableado, y un 85% en equipos de instrumentación.

La fecha programada para las pruebas de funcionamiento de la cabecera del ducto, que se extiende por 573 kilómetros desde la Cuenca Neuquina, es el 15 de junio, con la primera inyección de gas programada para el 9 de julio, con la participación de la empresa transportista TGS, que operará el sistema por un período de cinco años.

La fecha del 9 de julio no solo tiene un significado simbólico por ser el día de la independencia, sino porque en esa misma fecha en 2023 se inauguró el Tramo I del nuevo gasoducto troncal por parte del entonces presidente Alberto Fernández y su vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner.

La segunda planta compresora, ubicada en Salliqueló y a cargo de la UTE Esuco y Contreras Hermanos, muestra un progreso significativo, con un avance general de obra estimado en un 53% a principios de junio. Este avance se distribuye en un 71% en la obra civil, un 42% en piping, un 23% en electricidad y cableado, y un 15% en instrumentación.

Según Enarsa, se espera que las pruebas para la obtención del permiso de funcionamiento comiencen el 30 de julio, con la primera inyección programada para el 30 de agosto.

Paralelamente a estas actividades, el gobierno nacional ha decidido avanzar con la licitación del segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner (GNK II), que se extenderá aproximadamente 520 kilómetros desde Salliqueló hasta el sur de la provincia de Santa Fe, específicamente en el nodo gasífero de San Jerónimo. Este proyecto permitirá completar el proyecto original y duplicar la capacidad de transporte de gas a 40 MMm3/d, facilitando el transporte del gas incremental de Vaca Muerta a la región centro-litoral del país.

Según lo anunciado por Rodríguez Chirillo, esta obra requerirá una inversión de US$ 2500 millones y se espera que la licitación esté adjudicada para diciembre, con la condición de financiamiento a cargo de la empresa o consorcio adjudicado. El adjudicatario podrá utilizar como garantía de financiamiento los contratos a futuro que suscriba con las empresas productoras de gas, asegurando así su asignación de capacidad de transporte.

Además, se está planificando la creación de una empresa de midstream independiente, denominada Transportadora del Gas del Centro (TGC), que se encargará de operar y mantener los tramos I y II del gasoducto. Esta empresa podría incorporar activos de la actual Enarsa, junto con una posible participación de capital privado.

El gas que importa

Rodríguez Chirillo difundió los planes para asegurar el suministro de gas en la región del NOA durante el invierno, anunciando la importación desde el norte de Chile como si se tratase de una novedad. En un contrato entre ENAP y Enarsa, se estableció la importación de hasta 128 millones de metros cúbicos de gas desde la terminal de GNL de Mejillones hasta la provincia de Salta a través del gasoducto Norandino.

Este anuncio llega de que, a finales del año pasado, se reiniciara la exportación de gas a Chile, después de 17 años, a través del mismo gasoducto, con un volumen diario de 400.000 m³, proceso que finalizó en abril. A pesar de la alta demanda interna de gas, continúa la exportación a Chile a través de otros gasoductos que cruzan la cordillera.

Durante la semana de mayores cortes a fines de mayo, las exportaciones apenas se redujeron en un millón de metros cúbicos diarios, pasando de 6 MMm3/d a 5 MMm3/d.
Esto se debe en parte a que algunos envíos tienen la condición de ser firmes y su interrupción podría dañar la confianza en las relaciones comerciales. Además, los gasoductos que llevan gas desde la cuenca neuquina hasta el Área Metropolitana de Buenos Aires están operando al máximo de su capacidad, por lo que interrumpir estos flujos no resolvería la escasez interna.

En las últimas semanas, la mayoría de las exportaciones de gas neuquino han sido transportadas a través del Gasoducto GasAndes, que conecta La Mora en Mendoza, Argentina, con San Bernardo, en las afueras de Santiago, Chile, a través del Gasoducto Centro Oeste.

Además, se ha alcanzado un acuerdo con la brasileña Petrobras para ceder parte del gas boliviano. Este memorando contempla la cesión de gas boliviano para agosto y septiembre, pero podría extenderse a junio y julio. El objetivo es que Petrobras deje de consumir este gas y Bolivia suministre el volumen necesario para Argentina.Se espera que para septiembre, la reversión del gasoducto norte esté completada, lo que reducirá la importación de Bolivia a cero. Este proceso se espera que comience en agosto.

La Fundación Pampa Energía se sumó como aportante al plan de becas “Gregorio Álvarez”, que el gobierno de la provincia del Neuquén puso en marcha para garantizar la formación educativa de todos los estudiantes -desde el ciclo Inicial hasta la educación superior- a lo largo y ancho del territorio.

Pampa Energía es una de las grandes operadoras de Vaca Muerta y, como tal, decidió darle su respaldo a este programa que es inédito en el país y que apunta tanto a generar oportunidades, como a lograr la permanencia, egreso y reinserción educativa. El convenio lo firmaron el gobernador Rolando Figueroa y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía.

El gobernador agradeció el compromiso con la comunidad neuquina y destacó que el programa implica también un acompañamiento a las familias, “son muchos primeros profesionales que están accediendo a sus estudios. Es un programa que sigue creciendo, y el apoyo de las empresas para nosotros es muy importante”.

Mientras que Mindlin señaló: “es una gran alegría poder acompañar esta iniciativa del gobernador y trabajar juntos para que los estudiantes de la provincia cuenten con más oportunidades”. “Este nuevo acuerdo refuerza el compromiso de Pampa con la provincia y sus jóvenes. Es muy importante resaltar que hace ocho años que desde nuestra Fundación acompañamos a estudiantes de la querida provincia de Neuquén con becas y continuaremos haciéndolo”, agregó.

El aporte realizado al plan de becas Gregorio Álvarez, junto al trabajo que viene desarrollando la Fundación de forma sostenida en materia de educación, empleabilidad e inclusión social y comunitaria la convierten en “aliada de plata” de la provincia del Neuquén.

El programa de becas es una de las iniciativas medulares que puso en marcha el gobernador para reforzar las áreas esenciales (como Educación, Salud y Seguridad), cuyas partidas presupuestarias también pudo fortalecer debido al programa de austeridad que incluyó, entre otras cosas, la eliminación de gastos innecesarios del Estado.

Las becas -destinadas a redistribuir oportunidades- ya comenzaron a pagarse y se financian con los aportes de compañías vinculadas a la actividad hidrocarburífera, como Pluspetrol, Phoenix Global Resources, YPF, la estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Pan American Energy (PAE), Tecpetrol y Vista.

A través de las resoluciones 95 y 96/2024 la Secretaría de Energía de la Nación fijó nuevos precios para los biocombustibles.

Fijó en PESOS SEISCIENTOS TREINTA Y CINCO ($ 635) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

En el mismo orden, fijó en PESOS QUINIENTOS OCHENTA Y DOS ($ 582) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Por otra parte, Energía fijó en PESOS NOVECIENTOS CINCUENTA Y UN MIL DOSCIENTOS OCHENTA Y CINCO ($ 951.285) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

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

El subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, se refirió al anuncio del Gobierno nacional sobre el aumento en las tarifas de la energía eléctrica y gas: “Este nuevo aumento de tarifas tiene la particularidad de ir en sentido regresivo: apunta a la quita de subsidios de los sectores de ingresos medios y bajos, impactando principalmente en los hogares más vulnerables del país y de nuestra provincia”, afirmó.

En una conferencia de prensa, el funcionario advirtió que “Dentro de las medidas anunciadas por el Gobierno nacional también se prevé que las personas que tenían una tarifa social provincial y habían sido incluidas de forma automática en la categoría N2 (menores ingresos) deberán empadronarse o perderán la categoría, pasando a pagar como una persona de altos ingresos”.

En el área de jurisdicción PBA existen 204 distribuidoras, 4 provinciales y 200 municipales (cooperativas o de gestión mixta), y totalizan 2.126.513 usuarios (41 % del total provincial). EDENOR y EDESUR son de jurisdicción nacional, y en la PBA tiene 3.067.644 usuarios (59 % del total).

Por categorías de segmentación de los usuarios Residenciales según niveles de ingresos, considerando el área jurisdicción de la Provincia de Buenos Aires, el 41 % es N1 (altos ingresos); el 42 % es N2 (bajos ingresos) y el 18 % es N3 (ingresos medios).

En lo que respecta a los usuarios Residenciales del área Edenor-Edesur en la provincia, el 27 % es N1; el 54 % es N2; y 19 % es categoría de ingresos N3.

Un informe elaborado por la Subsecretaría detalla que, al considerar el aumento del precio mayorista de la energía eléctrica, y la quita parcial de subsidios dispuesto por Nación la semana pasada, el impacto a la suba en la factura de un usuario Residencial N1 (EDEA, EDES, EDEN, EDELAP) para un consumo de 150 kWh/mes (Incluye impuestos) será de 14 por ciento (junio contra marzo/24).

Para un usuario Residencial N2 con un consumo de 150 kWh/mes (Incluye impuestos), la suba considerando el mismo lapso es de 80 por ciento.

El Impacto a la suba en una factura de electricidad para un usuario Residencial N3, para un consumo de 150 kWh/mes (con impuestos) es de 69 por ciento (junio contra marzo/24).

En lo que respecta al impacto en la factura del usuario Residencial de gas natural, por caso categoría R31 con consumo de invierno, el aumento (incluidos impuestos) para el N1 -Ingresos altos- será de 299 % (junio contra marzo).

Para la categoría R31 de usuario N2 (ingresos bajos) el incremento comparando los mismos períodos es de 604 por ciento.

Para la categoría R31 pero de un usuario N3 (ingresos medios) con un consumo propio del invierno, el impacto en factura es de 367 por ciento, señala el informe.

YPF Luz continúa con el avance de la construcción del Parque Eólico General Levalle, de 155 MW de capacidad instalada, que la compañía construye en la provincia de Córdoba.

Hasta la fecha (10/6), se montaron los 5 primeros aerogeneradores, un hito en la industria debido a que son los más grandes de Latinoamérica.

Cada montaje implicó la instalación de 5 tramos de torres para alcanzar los 125 metros de altura de cada aerogenerador. Luego se instaló la góndola, el tren de potencia, el hub y por último, el set de palas que tienen un largo aproximado de 79 metros. Cada aerogenerador tiene una potencia de 6,2 MW, pesa 395 toneladas y tiene una altura total de 204 metros.

Para llevar a cabo toda la logística se utilizó una grúa especial de 600 toneladas, asistida por otros equipos de menor tamaño, que dieron soporte a las maniobras de armado y ensamble, se describió.

Hasta el momento el proyecto lleva empleadas más de 700.000 horas de trabajo. Cabe destacar que las condiciones de viento y atmosféricas fueron monitoreadas permanentemente para poder realizar el montaje dentro de la franja de seguridad aceptable.

“Este es un nuevo hito para nuestra compañía, que fue posible gracias al profesionalismo y trabajo articulado de todas las áreas involucradas en el proyecto. Sentimos una gran satisfacción al ver materializado este desafío. El montaje de los primeros aerogeneradores nos impulsa a seguir trabajando para ver el parque puesto en funcionamiento”, expresó Gonzalo Seijo, Gerente de Ingeniería y Proyectos de YPF Luz.

La misma secuencia se implementará para los 20 aerogeneradores restantes que tendrá el parque en total. Luego comenzarán las actividades de terminación mecánica, pruebas y puesta en funcionamiento.

Características del Parque Eólico General Levalle

Inversión: U$S 262 millones.

Factor de capacidad: de 51,7 %.

Potencia instalada: 155 MW.

General Levalle I: 62 MW – 10 aerogeneradores.

General Levalle II: 93 MW – 15 aerogeneradores.

Empleo en etapa de obra: 200 personas promedio, 400 en pico de obra

Superficie: 4.360 hectáreas.

350.000 TN CO2 evitadas de dióxido de carbono por año.

Energía equivalente a las necesidades de 190 mil hogares.

1 subestación para conectar ambos parques al sistema interconectado nacional a través de una línea de 66 kV y de 132 kV que se vinculan a la ET Levalle de EPEC.

Características de los Aerogeneradores

Tecnología: Vestas (modelo).

Capacidad instalada: 6,2 MW.

Dimensiones: altura torre: 125m – Largo de pala de 79,35m. Altura total 204 metros.

Peso: 360 toneladas.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 3.163 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 218 MW.

YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para obtener más información, visite www.ypfluz.com

Eletrobras anunció la venta de un conjunto de siete centrales termoeléctricas a Âmbar Energia por 883 millones de dólares. La operación incluye una compensación ‘earn-out’ (prima del comprador) de 1.200 millones de reales (cerca de 210 millones de dólares), según un comunicado enviado al mercado.

Las centrales, alimentadas a gas natural, y situadas en los estados de Amazonas y Río de Janeiro, suman una potencia instalada de 2.059 megavatios (MW).

El año pasado, estas siete plantas aportaron una facturación neta de 2.400 millones de reales (420 millones de dólares aproximadamente) a las cuentas de la empresa.
Esta venta se suma a otra que realizó el año pasado Eletrobras, en la que transfirió a Âmbar el control de su última central térmica a carbón.

Eletrobras está tratando de deshacerse de las plantas más contaminantes, para cumplir la meta que se propuso de neutralizar totalmente sus emisiones de dióxido de carbono hasta 2030. 

Los socios de la Unidad Zama Wintershall Dea, Pemex (operador), Talos Energy y Harbour Energy han adjudicado el contrato para los estudios iniciales de Ingeniería y Diseño (FEED Front-end Engineering Design) para el desarrollo del yacimiento petrolero de clase mundial Zama a la compañía de ingeniería francesa DORIS.
El acuerdo destaca que DORIS se ha adjudicado el contrato de FEED para la unidad de desarrollo Zama y que se diseñarán dos plataformas costa afuera, 68 kilómetros de tuberías y cables, y una nueva instalación en tierra

“Zama es actualmente uno de los proyectos energéticos más importantes de México y estamos muy orgullosos de haber alcanzado este nuevo hito”, afirma Martin Jungbluth, Managing Director de Wintershall Dea en México. “Nuestro objetivo es desarrollar este gran campo de manera segura, en el plazo más eficiente y de la mejor manera técnica posible. Con DORIS contamos con un socio muy experimentado a nuestro lado para la fase FEED.”

Los trabajos de FEED se basarán en el alcance del Plan de Desarrollo Unitario aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) el año pasado. Abarca la planeación de dos plataformas marinas, 68 kilómetros de ductos y cables, así como una nueva instalación en tierra, totalmente dedicada al proyecto Zama, ubicada en la Terminal Marítima Dos Bocas, en Paraíso, Tabasco. La asociación de la Unidad Zama también planea minimizar la intensidad de los gases de efecto invernadero mediante el uso de la mejor tecnología disponible, el gas producido para la generación de energía en tierra, así como el uso más eficiente de la infraestructura de almacenamiento y transporte existente. 

  DORIS colaborará con las dos empresas mexicanas de ingeniería NOMARNA y SUMMUM para llevar a cabo los trabajos de FEED. 

“La adjudicación de FEED es un gran resultado gracias a la buena cooperación en nuestro Equipo de Proyecto Integrado (IPT, por su sigla en inglés), en el que colegas de las cuatro compañías socias de Zama trabajan juntos, cada día, en este extenso e importante proyecto. Me complace que estemos logrando un gran avance, juntos, como un solo equipo”, subraya Sylvain Petiteau, Vicepresidente del Proyecto Zama.

Zama es uno de los mayores descubrimientos mundiales en aguas someras de los últimos 20 años y fue el primer descubrimiento realizado por un consorcio internacional en México en 2017. Con unos recursos brutos estimados de 600 a 800 millones de barriles equivalentes de petróleo, se espera que Zama contribuya significativamente al suministro energético de México en los próximos 25 años, creando una actividad que apoyará el crecimiento del sector energético del país y generará un gran número de puestos de trabajo en los próximos años. Se espera que el yacimiento produzca hasta 180.000 barriles de petróleo al día en su punto álgido, lo que corresponde a alrededor del 10% de la producción total actual de petróleo de México.

Una vez finalizados estos estudios, la asociación de la unidad Zama procederá al proceso de licitación de los contratos de Ingeniería, Procura y Construcción (EPC, por sus iniciales en inglés), seguido de la Decisión Final de Inversión.

Wintershall Dea es el segundo mayor accionista del campo Zama después del operador Pemex y tiene, de acuerdo con la Resolución de Unitización de marzo de 2022, una participación inicial de 19.83%, mientras que Pemex cuenta con 50.43%, Talos Energy 17.35% y Harbour Energy 12.39%. 

Wintershall Dea en México

Wintershall Dea llegó a México en 2017. La empresa ha comenzado a explorar y producir hidrocarburos en México en 2018. Desde entonces, la compañía ha logrado establecerse como una de las principales empresas internacionales de upstream en México, con intereses en licencias en todas las fases de la cadena de valor de E&P.
Con una participación del 50 por ciento, Wintershall Dea es desde 2018 operador del campo petrolero en tierra Ogarrio, en producción. La empresa estatal mexicana Pemex es socia y posee las acciones restantes. Además, la empresa es socia en el yacimiento productor Hokchi. El último éxito fue un importante descubrimiento de petróleo en el Bloque 30 operado por Wintershall Dea («Prospecto Kan»), que se estima contiene entre 200 y 300 millones de barriles equivalentes de petróleo en sitio. Adicionalmente, Wintershall Dea tiene intereses materiales en otros bloques de exploración offshore situados en el Golfo de México, en tres de ellos funge como operador

Genneia, la empresa líder en energías renovables en nuestro país, se reunió con el gobernador de Mendoza para compartir el nuevo plan de inversiones en la provincia. la empresa desembarca en Mendoza con la construcción de sus dos primeros parques solares. Este plan incluye dos proyectos solares que le permitirá a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), respondiendo a la alta demanda corporativa por energía verde.

El anuncio se llevó adelante en la Casa de Gobierno de la provincia de Mendoza y contó con la presencia de los directivos de Genneia encabezado por Jorge Brito, en representación de los accionistas; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros de la compañía. Por parte de las autoridades provinciales, estuvieron presentes el gobernador Alfredo Cornejo, junto a Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Durante el encuentro, ambas partes conversaron sobre el plan de inversiones de Genneia en la provincia, el cual asciende a 250 millones de dólares y se ejecutará entre 2024 y 2025. El plan incluye la construcción de un nuevo parque solar en el departamento de Malargüe de 93 MW de capacidad instalada y que contará con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Esta obra requerirá una inversión total de 90 millones de dólares. Asimismo, se construirá el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, que contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas. Este parque requerirá una inversión de 160 millones de dólares.

Estos proyectos evitarán la emisión de casi 300 mil toneladas de gases de efecto invernadero a la atmósfera y abastecerán de energía limpia a más de 160.000 hogares. En el aspecto social, se prevee que la construcción de ambos parques solares demande alrededor de 1.200 empleos en los picos de obra, y genere la formación de recursos humanos especializados para la operación y el mantenimiento de dichas operaciones, fortaleciendo además a la cadena de valor local.Asimismo, ambos proyectos, los primeros a gran escala en la provincia, acompañan la diversificación productiva encarada por el gobierno, que se encuentra embarcada en una fuerte estrategia de transición energética, que acompaña los desarrollos minero

“Le damos la bienvenida en la provincia a Genneia, la empresa líder en energías renovables en el país”, dijo el Gobernador Cornejo y también expresó que “estas inversiones son fundamentales para posicionar a la provincia como líder en la transición energética y demuestra claramente el compromiso de Mendoza con el desarrollo económico y social, en armonía con el cuidado del ambiente”.

En esta línea, Bernardo Andrews, CEO de Genneia manifestó que “desde la compañía nos sentimos orgullosos de anunciar este plan de inversiones por 250 millones de dólares en la provincia de Mendoza, lo que marca claramente nuestra apuesta por seguir creciendo y mantener nuestro liderazgo en el apoyo a la transición energética, a la descarbonización de la industria y a la generación de empleo local”.

A principios de este año, GENNEIA alcanzó 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un logro nunca antes visto en nuestro país, el cual contribuye fuertemente a la descarbonización de la matriz energética argentina, colaborando con los compromisos de Argentina a nivel internacional.

Acerca de Genneia

Genneia es la 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 y destacándose este logro como un hito nunca visto en el país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. Entre sus tres parques solares, Genneia además cuenta con 220 MW de capacidad instalada, conformados por 520.000 paneles solares.

En el marco del proceso de comunicación que la compañía viene realizando sobre las distintas etapas del Proyecto Andes, YPF informó que se cerró la instancia de recepción de ofertas para sus bloques convencionales (campos maduros).

En este proceso competitivo, YPF recibió más de 60 ofertas de más de 30 compañías nacionales e internacionales lo que demuestra el interés y el éxito de la propuesta de la compañía en el mercado, señaló la compañía.

Durante las próximas dos semanas YPF analizará las propuestas recibidas e iniciará las negociaciones finales tendientes a la firma de los acuerdos para la transferencia de los activos durante el segundo semestre, se describió.

Todo este proceso lo lleva adelante el Banco Santander junto a YPF como forma de garantizar la transparencia e independencia de las decisiones que se tomen, se reiteró.

El Proyecto Andes se extiende a 30 áreas convencionales agrupadas en 11 clusters ubicadas en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut. “Es de destacar que todos los clusters recibieron ofertas y generaron interés por parte de las empresas participantes”, destacó la empresa.

“Esta iniciativa es uno de los cuatro ejes del plan estratégico de YPF y busca optimizar el portafolio del Upstream, concentrando la inversión en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas y sean más acordes a su escala”, indicó un comunicado.

El Secretario de Energía, Eduardo Chirillo, afirmó que “la obra del Gasoducto Néstor Kirchner no se paró nunca, se siguió con el esquema con el que se estaba trabajando”, en relación a la instalación de las plantas compresoras previstas para la Etapa I del ducto troncal (Tratayén-Salliqueló).

El funcionario describió que “el 14 de junio Tratayén (localidad que aloja la primera planta compresora) entra en funcionamiento, y en Salliqueló (la segunda planta), entra a mediados de agosto. Con eso llegamos a los 22 millones metros cúbicos día” de capacidad de transporte, duplicando la actual.

En declaraciones periodísticas Chirillo hizo referencia a que “Hay un segundo tramo ( del GPNK) muy importante”, y anunció que “estamos convocando a una licitación (para la construcción) con financiamiento privado”. Se refiere a la continuación del mismo ducto troncal, diseñadó para unir Salliqueló (Buenos Aires) con San Jerónimo (sur de Santa Fe), con una extensión de 524 kilómetros.

“Van ser de las obras más importantes, el segundo tramo y las tres estaciones compresoras que permitirán transportar hasta 40 millones de metros cúbicos diarios”, agregó el funcionario, en referencia al proyecto diseñado durante el gobierno de Alberto Fernández.

La Etapa 1 del GPNK fue construída por la UTE Techint-Sacde (dos de los tres renglones en los que se dividió la obra) y por la empresa BTU (el tercer renglón).

Cabe referir que, en octubre del año pasado, la empresa estatal Enarsa realizó un llamado a licitación para el suministro de los caños destinados a la segunda etapa del GPNK.

Las empresas interesadas en participar de la licitación debían incluir una propuesta de financiamiento, a diferencia de lo que ocurrió con la cañería del Tramo I, y su tendido, que se construyó con financiamiento del Estado nacional.

Esa licitación buscó asegurar el pronto aprovisionamiento de los tubos de acero de 36 pulgadas y 12 metros de largo cada uno, similares a los que se utilizaron en la Etapa I, adjudicados a Tenaris-SIAT (GrupoTechint).

Ahora, resta saber el cronograma que fijará el gobierno para avanzar con la licitación de todo lo referido al GPNK Etapa 2.

Con un costo calculado en 15 millones de dólares, YPF construirá en Neuquén un gasoducto de 14 kilómetros, entre Tratayén y la meseta de Añelo, para habilitar el abastecimiento de gas a los barrios e industrias radicadas al norte de la ciudad, anunció la petrolera de mayoría accionaria estatal.

La obra permitirá que el servicio pueda llegar a cientos de familias de forma segura, ampliando la infraestructura para hacer sustentable el desarrollo de Vaca Muerta.

El anuncio lo realizó el Vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, durante un encuentro de la Mesa de Infraestructura de Vaca Muerta, que se realizó en la Casa de Gobierno, y del cual participó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y otras operadoras del sector.

El proyecto ejecutivo de la obra se encuentra en elaboración. Contemplará un gasoducto de 6 pulgadas que conectará la zona productiva de Vaca Muerta en el yacimiento No Convencional Loma Campana con la meseta de la localidad de Añelo.

Gallino afirmó “Vengo a ratificar un compromiso de nuestro presidente y CEO, Horacio Marín, de hacer esta obra que no sólo permitirá llevar gas a los habitantes de Añelo, sino que generará las condiciones para la instalación de empresas y crear nuevas oportunidades”.

“Esto es una apuesta a futuro, pensando en una Argentina que necesita desarrollar sus recursos para convertirse en una potencia energética” remarcó.

“Venimos a ratificar la inversión y estamos trabajando para que los habitantes de Añelo puedan disfrutar del gas natural, que como decía el gobernador, no tienen como calefaccionarse en invierno”. Y también se busca fortalecer la red industrial para que en la zona haya un crecimiento de las Pymes”, destacó Gallino.

El gobernador Figueroa destacó que “este paso que da YPF en trabajar por la sustentabilidad social lo aplaudimos, lo agradecemos y lo señalamos como un acierto”.

El Gobernador explicó que es una inversión de más de 15 millones de dólares a cargo de YPF, que “va a contribuir a fortalecer la provisión de gas a una localidad que lo está pidiendo hace tiempo y que, creo yo, es un deber moral poder llegar con esta solución a todos los habitantes de Añelo”.

Por su parte, el intendente de Añelo, Fernando Banderet, sostuvo que “esta es una obra muy necesaria y esperada para Añelo, que permitirá que cientos de familias puedan acceder al gas”. “Agradecemos el compromiso de YPF de iniciar esta infraestructura fundamental para nuestro desarrollo”, concluyó.

El proyecto

Este ducto tendrá capacidad para abastecer no sólo el consumo domiciliario de la zona junto al potencial crecimiento urbano, sino que permitirá la radicación de comercios o empresas que utilicen el gas como materia prima dinamizando la economía de la zona.

La construcción de la red de distribución, las conexiones y abastecimiento de gas quedarán a cargo de la empresa u organismo que tome la distribución del servicio.

Con esta obra, YPF impulsa el desarrollo de las comunidades en donde está presente su operación, en busca de una mejora en la calidad de vida y las oportunidades de sus habitantes.

TotalEnergies anunció el comienzo de las actividades de perforación, para su posterior conexión, de los tres pozos productores de gas natural del Proyecto Fénix, el desarrollo gasífero costa afuera operado por la compañía e impulsado junto a sus socios. La unidad comenzó la perforación del primero de los tres pozos horizontales el 24 de mayo, iniciando la última etapa antes de la puesta en producción del proyecto. Las actividades de perforación y completación se extenderán aproximadamente por 7 meses, de acuerdo con el cronograma.

La plataforma Noble Regina Allen, instalada a 60km de las costas de Tierra del Fuego, es el equipo elegido por TotalEnergies y sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy para la perforación de los tres pozos horizontales costa afuera. Es la última etapa antes de la puesta en producción del proyecto de gas convencional más importante de la Argentina.

El jackup rig – nombre técnico que recibe la plataforma de perforación Noble Regina Allen -llegó al país concluyendo exitosamente un traslado transoceánico de más de 14.000 km desde el Mar del Norte en solo 35 días, a bordo de un buque de carga pesada. Al arribar, fue descargado en la zona de operación del proyecto.

El equipo elegido para la perforación es líder en la industria y está especialmente preparado para operar en condiciones climáticas complejas. Posee una amplia cubierta de 8.570 m2, una capacidad de carga de 3.500 toneladas y una profundidad de perforación de 35.000 pies, lo que le asegura autonomía bajo las desafiantes condiciones climáticas del Atlántico Sur.

La acción de ensamblado del Noble Regina Allen fue ejecutada mediante un sistema especial que posicionó a la unidad por encima de la estructura de producción Fénix, que fuera instalada en febrero pasado.

El plantel encargado de la actividad de perforación de los tres pozos horizontales está compuesto por 120 personas. El equipo a cargo de las operaciones está integrado en un 50% por profesionales de origen argentino y pertenecientes a diversas compañías especializadas en la perforación y terminación de pozos.

Con una inversión de 700 millones de dólares, Fénix es el principal proyecto de gas convencional en curso en el país, y se proyecta que genere 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo que implicaría aumentar en 8% la producción total del país.

Todas las actividades costa afuera del proyecto se desarrollan en simultáneo con las operaciones de producción ya en curso que Total Austral, filial argentina de TotalEnergies, lleva adelante hace décadas en la Cuenca Marina Austral, el campo costa afuera más austral del mundo.

Sobre TotalEnergies

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 130 países que cuenta con más más de 100.000 colaboradores.

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

La Secretaría de Energía señaló que “El usuario electrodependiente tiene un servicio ininterrumpible, y es de categoría prioritaria”.

“Por lo tanto, si sufre un corte de luz se le restablece el servicio de forma inmediata. Las 48 horas hábiles son para colocarle una fuente alternativa de energía”, indicó.

Y añadió que “antes, ese usuario que solicitaba una fuente alternativa de energía lo hacía pasando primero por el ENRE y después por la distribuidora. Ahora, lo hará directamente con la distribuidora”.

Energía sostiene que “las resoluciones que publicó el ENRE vienen a transparentar, eficientizar y regular el procedimiento para una mejor atención de los electrodependientes”.

Cabe señalar que el organismo regulador (ENRE) oficializó el jueves 5/6 las resoluciones 329/2024 y 330/2024, que reformularon los procedimientos para la realización de las obras correspondientes a la provisión de la Fuente Alternativa de Energía por parte de las distribuidoras a solicitud de los usuarios de Edenor y Edesur, inscriptos en el Registro de Electrodependientes por cuestiones de Salud.

También varió el régimen de aplicación de sanciones por incumplimiento de los plazos correspondientes por parte de las distribuidoras.

La UTE Techint-Sacde anunció la finalización de los trabajos de soldadura en línea regular correspondientes a los renglones 2 y 3 del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte.

Este proyecto permitirá abastecer a las provincias del norte argentino con gas producido en Vaca Muerta (NQN). En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, lo que equivale a un promedio de avance de 3 kilómetros diarios en el ducto.

Esta etapa, que finalizó en la localidad de Arroyo Cabral, provincia de Córdoba, contó con un sistema de soldadura automática que permitió reducir los tiempos de ejecución y culminar los trabajos en tiempo récord, en línea con los plazos contractuales previstos, se indicó.

Esta tecnología, utilizada por primera vez en el país por la UTE en el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), permite realizar una mayor cantidad de soldaduras por día, minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción, puntualizaron.

Los renglones 2 y 3 a cargo de la UTE contempla el tendido de 100 kilómetros de un gasoducto de 36 pulgadas, desde la localidad de La Carlota hasta las cercanías de Villa María.

Por estos días continúan los trabajos de zanjeo, empalmes, cruces especiales, revestimiento, bajada y tapada de la cañería, para luego iniciar las pruebas hidráulicas, se detalló.

AXION energy, marca líder de combustibles, está presente por cuarto año en la feria Agroactiva, uno de los eventos más importantes del sector agropecuario argentino.

En un stand ubicado en la calle principal, la marca refuerza el posicionamiento de su combustible premium “QUANTIUM DIESEL” y su gama de soluciones para el sector. De esta forma, a través de su negocio AXION energy Agro, la marca continúa consolidándose como líder en el mercado al ofrecer productos de la más alta calidad y tecnología avanzada.

QUANTIUM DIESEL, el combustible premium de AXION energy, se destaca por su rendimiento excepcional, refinado con la más alta tecnología y estándares de calidad para mejorar el desempeño de los motores.

Además, los asistentes a la feria también podrán explorar la gama de productos Castrol, marca líder en lubricantes, que complementa las soluciones de AXION energy Agro para todo tipo de maquinaria agrícola.

“Estamos muy contentos de participar en esta nueva edición de Agroactiva 2024”, afirmó Juan Pablo Juliano, gerente ejecutivo de Negocios B2B. “Nuestra presencia en la feria es una oportunidad única para mostrar nuestras soluciones y productos para el sector, y reforzar nuestro vínculo y compromiso con el desarrollo del campo argentino” agregó.

Presente desde 2017, AXION energy Agro sigue afianzándose como una red consolidada en el mercado agropecuario del país, conformada por 64 puntos de venta.

Dentro de su gama de productos, además de QUANTIUM DIESEL y los lubricantes Castrol, los productores del campo pueden encontrar el combustible AXION DIESEL X10, que cumple con la norma Euro V y contiene un paquete de aditivos que limpia y mantiene las partes vitales del motor, asegurando un rendimiento óptimo y una mayor durabilidad de los equipos.

“En relativamente corto tiempo, logramos consolidar una red con presencia en todas las zonas productivas del país, brindando combustibles y lubricantes de la más alta calidad, acompañado con soluciones de excelencia operativa y altos estándares de servicio”, sostuvo Juliano.

Cabe destacar que en 2023 la red Axion Agro alcanzó un market share del 25 % en el segmento por tercer año consecutivo, consolidando su presencia en el sector.

Los visitantes de Agroactiva tienen la oportunidad de conocer de cerca todas las novedades de la marca, presenciar charlas con expertos del sector sobre combustibles, lubricantes, contexto del negocio y canje de granos, y explorar todos los beneficios de los productos y servicios que tiene AXION energy Agro para ofrecer desde el 5 de junio al 8 de junio en Armstrong, Santa Fe.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, fue recibido por el presidente de Toyota Argentina, Gustavo Salinas, en la planta de la automotriz en la localidad de Zárate.

Este primer encuentro posibilitó a las autoridades de YPF conocer la implementación del Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial.

El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de Toyota que se ha estudiado en todo el mundo. Es una manera de hacer que tiene como pilares el justo -a-tiempo y el “Jidoka” que puede traducirse como “automatización con un toque humano”.

Se basa en la premisa de facilitar el trabajo a las personas eliminando la “muda”, es decir, los procesos inútiles, lo que no contribuye al objetivo final, siempre buscando la mejora continua o “Kaizen”. El TPS se aplica en todas las áreas de Toyota, desde la producción hasta el servicio al cliente. Y es adaptable a cualquier proceso productivo o administrativo.

Toyota Argentina colabora con otras empresas y organizaciones para aplicar el TPS en sus propias actividades.

YPF Luz es una de ellas, que lo incorporó en 2021 y ha obtenido importantes mejoras en sus procesos de compras, comercio exterior y entrega de materiales.

“En el marco del Plan estratégico que anunciamos en YPF buscamos hacer foco en la definición de estándares de clase mundial para ser eficientes, reducir los costos y aumentar la productividad. Para lograr ese objetivo vinimos a Toyota, con quienes nos une un vínculo estratégico, con la finalidad de conocer y aprender de ellos a partir de la metodología de TPS”, afirmó Marín, presidente y CEO de la compañía.

Esta visita reafirma el compromiso y la alianza que une a ambas compañías, que tienen una larga historia como socios estratégicos, trabajando juntos y acompañando la evolución tecnológica.

“Desde 2018, venimos desarrollando junto a YPF diferentes ejes estratégicos que abarcan desde la provisión de energía eléctrica renovable hasta el suministro de combustibles y la participación conjunta en actividades de motorsports. La implementación del Toyota Production System (TPS), con el que venimos trabajando junt o a otras empresas e instituciones, nos permitirá afianzar esta alianza y seguir explorando nuevas oportunidades de colaboración entre ambas compañías”, afirmó Gustavo Salinas.

YPF es el proveedor del combustible y lubricantes para el primer llenado de todos los vehículos Toyota y para la flota propia a través de YPF Ruta. También, Toyota recomienda la utilización de INFINIA en sus vehículos porque tiene certificación TOP TIER, supera los máximos niveles de calidad y permite el mejor desempeño de los motores más exigentes. Este vínculo con Toyota se extiende también a los equipos de competición.

YPF LUZ es su proveedor de energía eléctrica, acuerdo que le permitió a Toyota ser la primera empresa en fabricar sus autos con electricidad 100 % renovable.

OPINION

El Ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martinez, opinó que “sobre llovido, mojado. Desde junio, 7 de cada 10 familias serán golpeadas por nuevos aumentos de tarifas de hasta 155 % ordenados por Milei, atribuciones que le da el DNU y le va a dar aún más la Ley Bases”.

El actual diputado Provincial neuquino explicó que “la combinación del decreto 465/24 que eliminó los topes de aumento de tarifas para los hogares de ingresos medios y bajos, y las resoluciones 92/24 de la Secretaria de Energía fijando el nuevo precio estacional de la Energia Eléctrica, la Resolución 90/24 que disminuyó los topes de consumo subsidiado para los usuarios N2 y N3, y la Resolución 91/24 de la SE que establece los nuevos valores del Gas en PIST para el Invierno, derivarán en otro tarifazo para la inmensa mayoría de los Argentinos”.

Martínez declaró que “el golpe en la Electricidad será de 155.9 % para las familias de ingresos medios y de 99,3 % para los hogares de más bajos recursos, solo si no superan un consumo mensual en Neuquén de 500 kw/h y 700 kw/h respectivamente, porque de lo contrario, el tarifazo será más brutal aún”.

El Legislador Peronista agregó que “en materia de Gas y justo en pleno invierno, el nuevo aumento será de 55 % para las familias de menores ingresos y de 64 % para los hogares de clase media, siempre que no consuman más de 41 m3 mensuales, porque de lo contrario el incremento en las facturas será mayor”.

Martínez expresó que “el DNU de Milei, que Figueroa protege con sus legisladores en el Congreso, y la Ley Bases que el Gobernador mandó a votar, son los que permiten que le metan la mano en el bolsillo a los Neuquinos con estos tarifazos sin fin”.

“Señor Gobernador, abandone su silencio cómplice, es momento de defender los intereses y el bolsillo de los Neuquinos oponiéndose a estos tarifazos, derogándole a Milei el DNU y no regalarle los votos para la Ley Bases”, señaló.

Por Santiago Magrone

Luego de la pausa dispuesta en mayo para morigerar la inflación, el ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, activó una serie de resoluciones (90-91-92-93/2024) en las cuales definió, para un período de transición que arrancó este mes, aumentos en los precios estacionales del gas y la electricidad, con nuevos topes a la baja del consumo básico subsidiado de estos servicios a nivel Residencial -Usuarios N2 y N3, de ingresos bajos, y medios-.

Se trata de consumos con límites mas bajos a los que se les aplicará una “bonificación” porcentual en el precio a facturar, tomando como referencia la tarifa que pagan los usuarios Nivel 1 (de altos ingresos). Todo lo que exceda esos “consumos base” deberá pagarse a tarifa plena.

De la combinación de menores niveles de consumo con subsidio, y aumentos en los precios de producción del gas y de la electricidad resultarán fuertes incrementos en las facturas en general, y de los usuarios N2 y N3 (de ingresos bajos y medios) en particular.

En las resoluciones ya oficializadas y vigentes, la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo dispuso la actualización (1/6 al 31/10) de la Programación Estacional de Invierno para el Mercado Eléctrico Mayorista, en el Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE), los que sumados al Precio Estabilizado del Transporte (PET) deben ser facturados a los usuarios en base al esquema antes señalado, de “bonificación” parcial para los N2 y N3. Los N1, los Grandes Usuarios (GUDIS) y el alumbrado público pagan todo a tarifa plena.

En el mismo orden, Energía activó también nuevos precios estacionales (1/6 al 30/11) en dólares para el gas PIST -en el punto de ingreso al sistema de transporte- a ser trasladados a los usuarios finales. Los precios varían según las subzonas geográficas del país atendidas por las diversas distribuidoras, y serán “bonificados” en parte los usuarios N2 y N3.

Electricidad

Desde Energía se detalló que el gobierno estableció el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), el cual se trasladará a las facturas a partir de junio, y que “para brindar mayor transparencia y estabilidad en los costos se fijaron el PEE, el PET y el POTREF”.
El traslado del PEST será, según los horarios pico (18 a 23hs), valle (23 a 05hs) y resto (05 a 18hs): ● N1 (ingresos altos) y sectores productivos (comercios e industrias): Entre 56.019 y 59.298 $/kWh.

● N3 (ingresos medios): El consumo base pasa a 30.000 $/kWh, mientras que el consumo excedente pasa a los valores indicados para el segmento N1.

● N2 (ingresos bajos): El consumo base pasa a 20.000 $/kWh, mientras que el consumo excedente se pagará a los valores indicados para el segmento N1.

“De este modo, a los fines de ir alcanzando la normalización del sector eléctrico, se establece un precio único para todos los usuarios que permitirá que los usuarios residenciales contribuyan con una mayor cobertura del costo de suministro. Al mismo tiempo, el Gobierno -conforme a lo previsto por el Decreto 465/24- determina las bonificaciones de los precios mayoristas, acorde a los niveles de ingreso de los usuarios y hasta cierto límite de consumo”, se indicó.

A modo ilustrativo, si consideramos consumos promedio residenciales de 260 kwh, el valor promedio de las facturas finales mensuales serán las siguientes, según nivel de segmentación:
● N1 pasará de $ 24.710 a $ 30.355
● N3 pasará de $ 6.585 a $ 16.850
● N2 pasará de $ 6.295 a $ 12.545

Las distribuidoras de energía federales y provinciales deberán mostrar en las facturas de sus usuarios el monto de la bonificación que recibe cada uno por parte del Estado Nacional.

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

GAS PIST

La S.E. señaló que “a los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético”, el Gobierno Nacional fijó nuevos precios de producción de gas en el PIST que se trasladarán a los usuarios a partir de este mes.

Dicho traslado se realizará, para los usuarios residenciales N1 (ingresos altos) y los sectores productivos (comercios e industrias) a 3,30 USD/MMBTU, según la distribuidora.
Con relación a los N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios), para junio 2024, el traslado del nuevo PIST, con las bonificaciones según Decreto 465/24, se hará de la siguiente manera:

● N3: El consumo base es de 1,50 USD/MMBTU, según distribuidora. El consumo excedente se paga a 3,30 USD/MMBTU.
● N2: El consumo base es de 1,20 USD/MMBTU, según distribuidora. El consumo excedente se paga a 3,30 USD/MMBTU. Para las Subzonas Tarifarias Buenos Aires Sur, Chubut Sur, Provincia de Neuquén, Cordillerano, Santa Cruz Sur y Tierra del Fuego el consumo excedente se paga a 2,50 USD/MMBTU.

“De este modo, a los fines de ir alcanzando la normalización del sector eléctrico, se establece un precio único para todos los usuarios que permitirá que los residenciales contribuyan con una mayor cobertura del costo de suministro. Al mismo tiempo, el Gobierno -conforme a lo previsto por el Decreto 465/24- determina las bonificaciones de los precios mayoristas, acorde a los niveles de ingreso de los usuarios y hasta cierto límite de consumo”, remarcó la Secretaría.

A modo ilustrativo, durante junio 2024, en los tres niveles de segmentación, el valor promedio de las facturas finales mensuales serán las siguientes:
● N1, con un consumo promedio de 149 m3, pasará de $ 25.756 a $ 28.142
● N3, con un consumo promedio de 171 m3, pasará de $ 24.465 a $ 26.865
● N2, con un consumo promedio de 159 m3, pasará de $ 15.638 a $ 20.797

Sobre esta base, el ENARGAS definirá los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución.

“Esta actualización de precios en el Punto de Inyección al Sistema de Transporte se realiza tras haber postergado dicho ajuste para el mes de mayo de 2024” recordó Energía, y argumentó que “de esta manera se busca representar los costos reales y la variabilidad de abastecimiento de gas natural para las empresas distribuidoras, con el objetivo de garantizar las inversiones necesarias para el sector y un uso responsable del suministro”.

LOS TOPES DE CONSUMO SUBSIDIADOS

Entonces, para los usuarios de los niveles N2 y N3 el Gobierno Nacional redujo los topes de consumo máximos subsidiados y las bonificaciones sobre los precios mayoristas de energía eléctrica y gas natural para el denominado Período de Transición (entre junio y el 30 de noviembre de 2024), según Decreto 465/24.

Energía sostuvo que “Se efectiviza así el inicio del proceso para pasar de un régimen de subsidios generalizados a uno focalizado, en el cual el usuario puede conocer el costo del kwh de energía eléctrica y del m3 de gas natural que es idéntico para todos, y la asistencia que le brinda el Estado Nacional a los usuarios según su capacidad de pago y que alcanza hasta un límite de consumo mediante el reconocimiento de un pago menor (bonificación)”.

En cuanto a los topes o límites de consumo bonificados:

1) En el caso del gas natural: N1 no tiene topes. N3 mantiene vigentes los topes establecidos en la Resolución de la Secretaría de Energía 686, según distribuidora. A los N2, se le aplican los mismos topes de consumo que para los N3.
2) En energía eléctrica: N1 no tiene topes. N3, cantidad subsidiada de 250 kWh/mes, reemplazando los 400 kWh/mes. El N2 tendrá un máximo de consumo subsidiable de 350 kWh/mes, dejando sin efecto el hecho de que estos usuarios no tenían ningún límite al consumo subsidiado, incentivando con esta medida el consumo eficiente y responsable.

Los nuevos topes de consumo para los usuarios eléctricos sin acceso al servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes, ubicados en determinadas zonas bioclimáticas, sólo para el período del 1º de junio hasta el 31 de agosto de 2024, son: N3, 500 kWh/mes, y N2, 700 kWh/mes.

Los consumos menores a los topes establecidos se denomina consumo base. Los consumos mayores a los topes establecidos se considerarán consumos excedentes y se pagarán a los precios PIST y PEST fijados por la Secretaría de Energía, sin bonificación.

Por otro lado, las bonificaciones sobre los precios mayoristas que fija el Gobierno nacional serán las siguientes:
1) Gas Natural: Para usuarios N1 no habrá bonificación, pagan el precio PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) fijado por la Secretaría de Energía.
Los N3, tienen una bonificación de 55 % del precio de gas en PIST correspondiente al N1. El consumo excedente será valorizado al precio de gas en PIST, sin bonificación.
Los N2, tienen una bonificación del 64 % del precio de gas en PIST, correspondiente al N1. El consumo excedente será valorizado al precio de gas en PIST, sin bonificación.

2) Energía Eléctrica: Para usuarios N1 no habrá bonificación, pagan el precio PEST fijado por la Secretaría.
Los usuarios N3, tendrán una bonificación del 55,94 % sobre el precio definido para el segmento N1, sin bonificación. El consumo excedente será valorizado al precio definido para N1.
Y los usuarios N2, tendrán una bonificación de 71,92% sobre el precio definido para el N1. El consumo excedente será facturado al precio del N1, sin bonificación.

Se mantienen los regímenes de subsidios específicos como Tarifa Social y Zona Fría; y para las entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables -en los términos de las Leyes 27.218 y 27.098- se aplican las bonificaciones al precio de gas natural y energía eléctrica dispuestas para el N2, para el total del volumen consumido.

REGISTRO DE ACCESO AL SUBSIDIO

En la resolución 90/2024 (artículo 8) se indica que “Los usuarios que ya hubieren solicitado su inclusión en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no tendrán que volver a inscribirse”.

Pero los usuarios que fueron incluídos por ser beneficiarios de tarifa social (Resolución 631/22) y no hicieron su inscripción individualmente, tienen un plazo de 60 días corridos para realizar dicho trámite.

En dicho artículo se puntualiza que “los usuarios que hayan quedado incluidos en el RASE en virtud de la Disposición N° 3 de fecha 1° de septiembre de 2022 de la ex SUBSECRETARÍA DE PLANEAMIENTO ENERGÉTICO de la SECRETARÍA DE ENERGÍA o de la Resolución 631 de agosto de 2022 de la S. E., deberán inscribirse en forma individual, dentro de un plazo de SESENTA (60) días corridos contados desde la vigencia de la presente medida”.

“Cumplido ese plazo, quedarán sin efecto las incorporaciones dispuestas por las normas mencionadas y el beneficio caducará respecto de los usuarios que no hubieren completado la presentación individual”, advirtió Energía.

“En época de escasez y de ajuste de los recursos del Estado es necesario rever y reordenar los subsidios para contribuir al equilibrio fiscal sin descuidar la ayuda a los usuarios vulnerables”, argumentó Energía, en un contexto económico y social muy complicado.

La producción de petróleo de la OPEP aumentó en mayo, según Reuters gracias al aumento de las exportaciones de Nigeria e Irak que compensaron el impacto de los actuales recortes de suministro por parte de algunos miembros de la OPEP+.

La organización bombeó 26,63 millones de barriles por día (bpd) el mes pasado, 145.000 bpd más que abril, según la encuesta, basada en datos de envío e información de fuentes de la industria.

El aumento de Irak se produce a pesar de que el país, el segundo mayor productor de la OPEP, junto con Kazajstán, miembro de la OPEP+, se comprometieron a compensar la sobreproducción anterior realizando más recortes en el resto de 2024.

Varios miembros de la OPEP+, que incluye a la OPEP, Rusia y otros aliados, hicieron nuevos recortes en enero para contrarrestar la debilidad económica y el aumento de la oferta fuera del grupo. Los productores decidieron el domingo mantenerlos vigentes durante el tercer trimestre, después de haberlos extendido hasta junio.

Irak y Nigeria aumentaron cada uno su producción en 50.000 bpd, mientras que Argelia la redujo como resultado del mantenimiento de los yacimientos petrolíferos.
La OPEP bombeó alrededor de 250.000 bpd más que el objetivo implícito para los nueve miembros cubiertos por acuerdos de recorte de suministro, e Irak representó la mayor parte del exceso, según el estudio.

Entre los que no estaban obligados a recortar la producción, Irán y Venezuela aumentaron ligeramente la producción. Irán está bombeando cerca de un máximo de cinco años alcanzado en noviembre después de registrar uno de los mayores aumentos de producción de la OPEP en 2023 a pesar de que las sanciones de Estados Unidos que aún están vigentes.

Si la OPEP libera la producción el mercado podría sufrir un vuelco desde el déficit de petróleo hasta el superávit en pocos meses. A medida que vayan desapareciendo los recortes voluntarios, el torrente de petróleo nuevo de la OPEP desembocará en el creciente torrente de crudo que producen Estados Unidos, Canadá, Guyana y Brasil.

“En los últimos 12 meses Irán aumentó su producción en unos 500.000 barriles por día (bpd), Brasil, hasta 400.000 bpd, Nigeria, Canadá, Guyana, Venezuela y otros hicieron lo propio. Algunos de ellos no podrán mantener su ritmo de crecimiento mucho más, pero en otros casos, como Brasil y Guyana, es probable que el crecimiento de la producción continúe a un ritmo cercano al actual”, advierten desde Gavekal Research.

Los expertos estiman una sobreoferta de petróleo para finales de año y durante 2025: “Entre los próximos 12-15 meses los países que no están sujetos a las cuotas de la OPEP+ probablemente aumenten su producción en alrededor de 1 millón de bpd, o más, dependiendo en gran medida de la capacidad de Irán para aumentar aún más su producción. Luego hay que considerar a Estados Unidos”, señalan. Por otro lado, hay que tener en cuenta los importantes volúmenes de producción de Brasil y Guyana.

“La producción mundial de crudo podría crecer fácilmente en 3,5 millones de bpd desde los niveles actuales para finales de 2025, lo que equivale a un crecimiento interanual de alrededor de 2,3 millones de bpd. Se trata de un aumento considerable, dado que en los últimos meses la demanda mundial de petróleo ha estado creciendo a un ritmo interanual de entre 1,5 millones y 2 millones de bpd”, aclara la nota publicada por Gavekal Research.

“Teniendo en cuenta el acuerdo de la reciente reunión de la organización, es probable que el mercado del petróleo registre un superávit en los próximos trimestres. Esto conducirá a una acumulación de inventarios y precios bajos, con 70 dólares por barril, en lugar de 80 dólares por barril, y los 65 dólares por barril para el para el West Texas durante este año”, sentencian los analistas de Gavekal Research.

Frente a los aumentos en las tarifas de electricidad, los costos que los municipios deben enfrentar para el alumbrado de calles y autopistas, hacen que el cambio de luminarias en los espacios públicos sea un factor esencial para reducir el consumo y aliviar el presupuesto señaló la Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas y Luminotécnicas (CADIEEL).

La entidad empresaria describió que en Argentina, el parque de luminarias de alumbrado público se compone de un total de 6 millones de luminarias, de las cuales 2 millones ya han sido cambiadas por sistemas más eficientes a partir de la puesta en marcha del Plan Nacional de Alumbrado Público presentado por la CADIEEL.

“Todavía resta cambiar más de 4 millones de luminarias, que significaría una reducción del consumo de energía de casi el 70 % frente a las luminarias tradicionales: un ahorro energético anual de 2.600 GWh, equivalente a la producción anual de energía de media Central Costanera”, se describió.

Al respecto, el Presidente de la Comisión de Iluminación de CADIEEL, Guillermo de Guzmán, señaló que “desde la industria nacional, tenemos una capacidad productiva más que preparada para dar respuesta al recambio necesario. Esto significa un ahorro considerable en el presupuesto de los municipios y en el consumo energético. Contamos con tecnología con calidad de exportación”.

Además, se destacó que “el sector de la industria luminotécnica muestra una alta integración de la cadena de valor ya que los rubros principales cómo inyección de aluminio, fabricación de ópticas, metalmecánica de precisión, ensambladores de placas electrónicas y otros accesorios, son provistos en un 100 % por empresas locales”.

También destacaron que “hay en el país suficiente cantidad de laboratorios de ensayos certificados de primer nivel y un plantel de profesionales especializados con capacidades para realizar desarrollos tanto para productos de alta gama como para el segmento competitivo de bajo precio”.

La petrolera TotalEnergies firmó dos contratos para el suministro a largo plazo de gas natural licuado (GNL) a India, con Indian Oil Corporation y a Corea del Sur, con Korea South East Power.

El primero prevé la entrega en India de 800.000 toneladas de gas por barco cada año durante diez años a partir de 2026, precisó el gigante petrolero francés en un comunicado.

El segundo es para el suministro de unas 500.000 toneladas anuales de GNL durante cinco años a partir de 2027.

Para TotalEnergies, estos acuerdos permiten dar salida a sus activos de explotación de gas y refuerzan su papel en los mercados asiáticos

El presidente de Corea del Sur, Yoon Suk-yeol, anunció el descubrimiento de una posible reserva de petróleo y gas de gran escala frente a la bahía de Yeongil, en la ciudad de Pohang, al suroeste del país.

Según el mandatario, quien citó un estudio geofísico realizado por una compañía extranjera, la reserva contendría hasta 14.000 millones de barriles de hidrocarburos, una cantidad que podría satisfacer la demanda nacional de gas durante 29 años y la de petróleo durante cuatro años.

Gobierno reunió evidencias en febrero del año pasado sobre la posible presencia de hidrocarburos en esta zona del mar del Este (nombre que recibe en Corea el mar de Japón) y encargó entonces un estudio a una empresa extranjera especializada en estudios geofísicos en aguas profundas

“Los resultados recientes indican una posibilidad muy alta de depósitos valorados en 14.000 millones de barriles de petróleo y gas, y estos hallazgos han sido verificados por importantes instituciones de investigación y por expertos”, señaló Yoon, agregando que  a finales de año arrancarán las perforaciones para confirmar la presencia de la reserva. 

En caso de encontrarse el yacimiento, el establecimiento de operaciones comerciales comenzaría alrededor de 2027-2028, apuntó el ministro de Comercio, Industria y Energía, Ahn Duck-geun.

Corea del SurPrevemos que el desarrollo comercial comenzará alrededor de 2035, pero es difícil especificar un cronograma exacto hasta que se confirme la presencia de los depósitos”,

Durante el VI Forum Nacional de Energía, los empresarios del sector energético destacaron la oportunidad que tiene Argentina como exportador de energía a partir del aumento de la producción de Vaca Muerta y la necesidad de sancionar la Ley Bases o como mínimo, el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Mientras el Congreso debate la Ley Bases los empresarios afirmaron la necesidad de contar con esa herramienta. Horacio Marín, presidente de YPF, enfatizó la importancia de este régimen para el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) en Vaca Muerta, advirtiendo que sin el RIGI, los proyectos de GNL no serían competitivos. Marín presentó el Plan 4 x 4 de YPF, que busca liderar la industria para que Argentina exporte 30.000 millones de dólares en ocho años.

Por su parte Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, proyectó que para 2030, la producción de petróleo y shale gas en Vaca Muerta podría duplicarse, alcanzando los 2 millones de barriles por día, lo que permitiría abastecer tanto el mercado interno como a los países vecinos.

Alejandro Bulgheroni, presidente de Pan American Energy Group, abordó la transición energética y los desafíos asociados, destacando la necesidad de estabilidad y reglas claras. Bulgheroni enfatizó que “no hay aún capacidad de reemplazar las energías fósiles en el corto o mediano plazo”, y subrayó la importancia del RIGI para atraer inversiones a largo plazo.

Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para el Cono Sur, habló sobre las perspectivas positivas del mercado global del petróleo y gas y la oportunidad que representa para Argentina. Marcos Troyjo, ex viceministro de Energía de Brasil, analizó el contexto global, resaltando la importancia de la seguridad energética para la seguridad alimentaria. Federico Pucciariello, presidente de Essential Energy, destacó el papel potencial de los biocombustibles en Argentina.

Daniel Ridelener, CEO de Transportadora Gas del Norte-TGN, y Gabriela Aguilar, VP de Latam de Exelerate Energy, señalaron la oportunidad de exportar energía a países vecinos, especialmente al sector industrial de Brasil, y la necesidad de infraestructura adecuada para evitar cuellos de botella.

Mientras tanto…

El RIGI que busca atraer proyectos de inversión de largo plazo a partir de un monto igual o superior a USD.200 millones peligra en el Senado a pesar de la presión del empresariado. El gobernador Alfredo Cornejo expresó su apoyo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) durante su participación en la Expo San Juan y en la “Mesa del Cobre” junto a otros mandatarios. Cornejo destacó que el RIGI es crucial para atraer inversiones y mejorar los salarios, señalando que en Mendoza los sueldos son más bajos que en San Juan y Neuquén.

Además, afirmó que el RIGI no afecta las regalías provinciales, principal fuente de ingresos. Contrariamente, sus correligionarios, Martín Lousteau y Maximiliano Pullaro, critican el RIGI por su potencial impacto negativo en las pymes. Pullaro, en particular, lo rechaza debido a las repercusiones adversas sobre la industria santafesina.
Cornejo, uno de los cinco gobernadores radicales que visitaron el Senado para debatir la ley ómnibus, se enfrenta a Pullaro, quien teme que el RIGI cause un desmantelamiento industrial.

Los legisladores radicales han propuesto seis modificaciones al Título VII del proyecto para proteger a las pymes y las competencias provinciales.

Entre las propuestas se incluyen un programa de incentivos para pymes, ajustes en los artículos 163 y 164 para favorecer a proveedores locales, la reinversión del 20% de las ganancias en sectores estratégicos y que las grandes firmas no queden exceptuadas de la obligación de liquidar en el mercado libre de cambios desde el inicio del proyecto. También sugieren que los beneficios del RIGI sean decrecientes a partir de los 10 años de funcionamiento.

Habemus dictamen

Al cierre de esta edición, el oficialismo logró finalmente el dictamen de comisión para la Ley Bases y el paquete fiscal, tras un arduo proceso de negociación y recopilación de firmas. La firma decisiva fue la de Andrea Cristina, lo que permitió iniciar la cuenta regresiva para la sesión en el Senado, prevista para la segunda semana de junio. Este logro fue la primera buena noticia en semanas para el gobierno, que contó con el apoyo de algunos opositores como Edgardo Kueider, José Carambia y Guadalupe Tagliaferri.

Guillermo Francos, en su debut como jefe de Gabinete, fue clave para destrabar los acuerdos pendientes. Negoció con Carambia incrementos en las regalías mineras y tranquilizó a Tagliaferri asegurando que los cambios no serían revertidos en Diputados. Sin embargo, hubo tensiones internas debido a la prematura difusión del dictamen por parte de Martín Menem, lo que provocó la ira de la presidencia del Senado.

El proceso sufrió complicaciones adicionales debido a cambios en la Ley Minera, que invalidaron algunas firmas. Esto obligó a conseguir nuevamente las firmas de senadores que ya habían abandonado el Congreso. Solo cuando se confirmaron todas las firmas, Villarruel publicó las fotos de los dictámenes en Twitter, agradeciendo el esfuerzo conjunto de senadores y colaboradores. Javier Milei, a pesar de su enemistad con Villarruel, retuiteó su mensaje.

Hace un mes, la Cámara de Diputados aprobó el proyecto de regularización de activos, conocido como blanqueo de capitales. Ahora, el Senado debatirá un texto modificado.
El proyecto original establece que no habrá recargo para activos de hasta USD 100.000. Para montos mayores, se aplicarán alícuotas progresivas del 5%, 10%, y 15%, según la fecha de adhesión. Además, se podrá pagar una alícuota del 0% si el dinero se deposita en una cuenta especial hasta el 31 de diciembre de 2025 o se invierte en proyectos determinados por el Ministerio de Economía.

Como parte de su compromiso con el desarrollo sostenible y con el objetivo de reducir su huella de carbono, OPESSA -la red propia de YPF que cuenta con 157 estaciones-, anunció su alianza con YPF Luz.

En una primera etapa, la compañía proveerá de energía limpia a 21 estaciones de servicio localizadas en Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba, desde el Parque Eólico General Levalle, que iniciará sus operaciones a finales de este año.

La elección de estas estaciones se debe a que cuentan con cargadores eléctricos, para seguir robusteciendo la propuesta de movilidad sustentable de YPF PUNTO ELÉCTRICO.

Este acuerdo permitirá cubrir una demanda de energía de 12.600 MWh/año, el equivalente al consumo de 3.150 hogares, y evitar así la emisión de 2.700 toneladas de CO2e por año.

Es un hito que se enmarca en el plan de transformación que encabezó YPF en 2020, con el programa Estaciones del Futuro: un concepto centrado en transformar su red de estaciones con foco en mejorar la experiencia de los clientes, fundado en los pilares de innovación, digitalización y sustentabilidad.

Al respecto, el CEO Martín Mandarano, expresó: “Estamos felices de celebrar esta alianza con Opessa y contribuir a la movilidad sostenible a través del abastecimiento con energía renovable a diferentes estaciones de servicio del país. Desde YPF Luz, ya acompañamos a las industrias automotrices como Toyota, Ford y Honda Motor de Argentina en su camino hacia la descarbonización reforzando nuestro compromiso con la transición energética”.

Maite de la Arena, gerente ejecutiva de YPF, expresó: “Hoy la sustentabilidad tiene un rol protagónico en la transformación de nuestra red y este acuerdo es un ejemplo de cómo buscamos evolucionar de cara a tener estaciones más sustentables”.

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 ha alcanzado una capacidad instalada total de 3,2 GW que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Actualmente cuenta con una capacidad instalada renovable de 497 MW y está construyendo dos parques eólicos que suman 218 MW adicionales.

Chevron Argentina y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires sellaron un acuerdo de colaboración, con el objetivo de fortalecer la experiencia educativa de los estudiantes de grado de la Carrera de Ingeniería en Petróleo. La alianza nace en el marco de la creciente demanda de la industria de petróleo y gas de contar con profesionales calificados para el desarrollo de Vaca Muerta y del sector energético en su totalidad.

Durante una primera etapa, se buscará acondicionar y equipar las aulas donde se dictan las clases. Posteriormente, se trabajará en otros proyectos tales como reformas edilicias y becas para estudiantes de grado de la carrera de Ingeniería en Petróleo.

El Ing. Alejandro M. Martínez, decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, comentó: “Estamos articulando alianzas con el sector privado, mutuamente beneficiarias para fortalecer las funciones de enseñanza, investigación, desarrollo tecnológico y extensión. Hoy hay más demanda de ingenieros en petróleo que graduados, motivo por el que queremos hacer crecer la inscripción en esta carrera, generar incentivos para retener talentos y fomentar la graduación de quienes se encuentran actualmente cursando. El sector energético es clave para el desarrollo de nuestro país; lo ha sido históricamente para la FIUBA, como lo demuestra la creación en 1929 del Instituto de Gas y Petróleo (IGPUBA), aún en funcionamiento. Por este motivo, desde la Facultad buscamos apoyo y colaboración con el sector productivo. En este contexto, desarrollar una alianza con Chevron Argentina es un gran paso y un enrome compromiso”

A su vez, Dante Ramos, Gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para la unidad de negocio de América Latina, indicó: “Es un honor para nuestra empresa trabajar de forma conjunta con la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, en su decisión de acompañar el desarrollo de Vaca Muerta. Esta alianza se alinea con varios esfuerzos que estamos llevando a cabo para apoyar la promoción del talento que requiere la industria. Construir alianzas público-privadas de esta naturaleza, sostenidas en el tiempo, constituyen una parte esencial de la cultura de nuestra empresa”.

Sobre la FIUBA y la Carrera de Ingeniería en Petróleo

De acuerdo a la información provista, la Facultad de Ingeniería (FIUBA) forma parte de la Universidad de Buenos Aires, compuesta por trece facultades. Son graduados de FIUBA el primer ingeniero recibido en Argentina, Luis Augusto Huergo (1870) y la primera ingeniera argentina y latinoamericana, Elisa Bachofen (1918). Actualmente, la FIUBA ofrece 12 carreras de grado en ingeniería, cursadas por 8.000 estudiantes. Además de ofrecer estudios de grado y posgrado en temáticas del sector energético, la Facultad de Ingeniería de la UBA es la primera en Argentina en contar con un Doctorado en Ingeniería.

Por otra parte, la Universidad de Buenos Aires aprobó en 2015 la creación de la Carrera de Ingeniería en Petróleo, fortaleciendo el Instituto del Gas y del Petróleo (IGPUBA), que cuenta con una destacada trayectoria en formaciones de posgrado e investigación. Desde su puesta en marcha en 2016, la matriculación de estudiantes de Ingeniería en Petróleo de la FIUBA crece de forma sostenida. En el Ranking QS 2024, dicha carrera se ubica en el puesto 26 a nivel mundial, habiendo escalado tres posiciones respecto de 2023 y posicionándose como la mejor en esta temática en el país.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad otorgó a la transportadora de electricidad en alta tensión Yacylec S.A., un Canon Mensual de 21.726.646,21 pesos por el plazo de 60 meses, lo que hace un total de $ 1.303.598.772,80 para cubrir los costos de las obras para la restitución de DIEZ (10) torres de la Línea de Alta Tensión (LAT) 500 kV Rincón – Paso de la Patria “afectadas por las condiciones climáticas excepcionales ocurridas el 29 de diciembre de 2023”.

A través de la Resolución 320/2024 firmada por Darío Arrué, ya oficializada, se estableció que el Canon referido se pagará con vigencia desde el 1 de mayo último y se “adecuará con la misma metodología y periodicidad que se ajuste la tarifa de YACYLEC S.A.”.

YACYLEC S.A. había solicitado en enero de este año a la Secretaría de Energía, que conduce Eduardo Rodriguez Chirillo, que se “…considere al evento del 29.12.2023 que afectó las torres de la LAT, como una condición climática extrema, toda vez que la indisponibilidad de la Línea, configura un supuesto de caso fortuito o fuerza mayor”, y que “Se tenga presente la aplicación del régimen especial para la restitución del servicio”.

El evento climático referido consistió en “…tormenta con ráfagas de viento tornádico…” ocurrida en la zona del departamento San Miguel, Provincia de CORRIENTES, aproximadamente a la altura del kilómetro 1207 y siguientes, de la Ruta Nacional Nº 12, donde se produjo la caída de DIEZ (10) torres de alta tensión y el daño del brazo de otra más de la Línea de Alta Tensión (LAT) 500 kV Rincón – Paso de la Patria, operada y mantenida por YACYLEC, que quedó indisponible”.

Se trata entonces de cubrir los costos de las obras para la restitución de 10 torres de alta tensión identificadas como 119, 120, 121, 122, 123, 124, 125, 126, 127 y 128 y el daño del brazo de la torre 118 de la Línea de Alta Tensión (LAT) 500 kV Rincón – Paso de la Patria, detalla la Resolución.

“A fin de morigerar el impacto de su traslado a la tarifa del servicio concesionado, corresponde determinar un canon mensual excepcional a los ingresos de YACYLEC S.A., que le permita recuperar los costos excepcionales incurridos en un plazo de SESENTA (60) meses”, explica la Resolución.

Acerca de Yacylec

Yacylec es una compañía de transmisión eléctrica con sede en Buenos Aires. En 1993 obtuvo la concesión para construir, operar y mantener la línea de transmisión de 500 kV que une la central hidroeléctrica Yacyretá, en la provincia de Corrientes, con la subestación de Resistencia, en la provincia de Chaco, para suministrar energía a la Red Nacional de Alta Tensión.

La empresa inició operaciones comerciales en 1994 y mantiene la concesión por un período de 95 años. Yacylec también realiza servicios de Operación y Mantenimiento en la subestación Rincón de Santa María (aledaña a la hidroeléctrica).

En mayo de 2019 el ENRE autorizó a la Corporación Financiera Internacional (CFI) la transferencia de la totalidad de su participación accionaria en Yacylec a favor de los otros accionistas ENEL Américas, Grupo ELING, y Sistranyac, en una proporción del 4, 4, y 3 por ciento, respectivamente.

Se trató de 22,2 millones de acciones preferidas, nominativas, no endosables Clase B representativas del 11,1 % del capital social accionario de Yacylec, que tiene también por accionistas a Impregilo y a Sideco Americana, del Grupo Macri.

La Evaluación

El Departamento de Transporte de Energía Eléctrica (DTEE) informó que, en función de la documentación existente en el expediente y de otras fuentes analizadas, “…procede considerar este evento como originado por causas de fuerza mayor por haber tenido origen en condiciones climáticas extremas”. Se trata de condiciones “que excedan las previstas en las hipótesis de diseño de la instalación afectada, de acuerdo a lo dispuesto en la Resolución ENRE 29/2001”.

Y se añade que “para el reconocimiento de ingresos adicionales destinados al pago de las obras de mantenimiento extraordinario de las líneas de YACYLEC S.A., se consideraron los costos informados por la Comisión de Obras de la Resolución SE 1/2003, creada por Resolución SE 86/2003”.

Dicha comisión hizo una estimación de los costos asociados mínimos por las tareas involucradas y detalladas por YACYLEC S.A., determinando un costo total de $ 1.303.598.772,80 más impuestos.

Este monto, se indicó, “incluye la limpieza del terreno, el movimiento de las torres colapsadas, alquiler y operación de grúas para el montaje de las torres, mano de obra necesaria para el armado y montaje de la LAT, alquiler de vehículos necesarios (camionetas, grúas, tractores y camiones hidro), reparación de conductores y el apoyo logístico”.

En los considerandos de la nueva Resolución se hace hincapié en que, además, Yacylec solicitó a Energía que se le reconozcan “la reposición de materiales utilizados en la obra”, de reparación de dichas torres.

En este orden, se señaló a la empresa que “la tarifa que percibe actualmente la transportista independiente (TI) incluye un 18 % ) destinado a inversiones en bienes de uso, ello sin considerar los costos de operación y mantenimiento corrientes”, por lo cual se desestimó tal pedido adicional.

“Conforme la tarifa aprobada por la Resolución ENRE 104/2024 para la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A., que actualmente es extendida a las transportistas independientes (TTII) que operan en el mismo nivel de tensión, significa un monto anual superior al costo de reposición de repuestos estimado por YACYLEC S.A. en $ 560.000.000 en su presentación inicial”, puntualizó la nueva resolución.

Por lo tanto, “La reposición de dichos materiales ya forma parte de la tarifa, siendo la gestión de compra y almacenamiento de exclusiva responsabilidad de YACYLEC S.A., como sociedad autorizada para operar y mantener el electroducto”, puntualiza la R-320.

En el mismo sentido se argumenta además en la resolución que “conforme los últimos estados contables disponibles de esa TI, en los años 2021 y 2022 ha destinado a inversiones en bienes de uso solo el 4 % y el 6 % de sus ingresos, respectivamente”.

A su vez, “en esos años ha pagado dividendos a sus accionistas por un equivalente al TREINTA Y CINCO POR CIENTO (35 %) y al TRECE POR CIENTO (13 %) de los ingresos, respectivamente”. “En tanto que, conforme la información financiera disponible, en el año 2023 tanto las inversiones en bienes de uso y el pago de dividendos alcanzan el 5 % de los ingresos”.

“Las reposiciones de materiales están incluidos en la tarifa y la decisión de destinar los ingresos a la compra de los mismos o al pago de dividendos, es exclusiva de la transportista”. “Además, cabe señalar que la insuficiencia de ingresos que manifiesta YACYLEC S.A. en sus presentaciones no se condice con el pago de dividendos que exhiben sus informes contables y financieros”, señala la Resolución del ENRE.

La OPEP+ acordó el domingo extender la mayoría de sus profundos recortes de producción de petróleo hasta 2025, superando las expectativas del mercado, mientras el grupo busca apuntalar el mercado en medio de un tibio crecimiento de la demanda, altas tasas de interés y una creciente producción de Estados Unidos.

Los precios del petróleo cotizan cerca de 80 dólares por barril, por debajo de lo que muchos miembros de la OPEP+ necesitan para equilibrar su presupuesto. Las preocupaciones sobre el lento crecimiento de la demanda en China, el principal importador de petróleo, han pesado sobre los precios junto con el aumento de las existencias de petróleo en las economías desarrolladas.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados liderados por Rusia, conocidos en conjunto como OPEP+, han realizado una serie de profundos recortes de producción desde finales de 2022.

Los miembros de la OPEP+ están recortando actualmente la producción en un total de 5,86 millones de barriles por día (bpd), o alrededor del 5,7% de la demanda mundial, informó Reuters.

Entre ellos se incluyen recortes de 3,66 millones de bpd, que debían expirar a finales de 2024, y recortes voluntarios de ocho miembros de 2,2 millones de bpd, que expirarían a finales de junio de 2024.

El domingo, la OPEP+ acordó extender los recortes de 3,66 millones de bpd por un año hasta finales de 2025 y prolongar los recortes de 2,2 millones de bpd por tres meses hasta finales de septiembre de 2024.

La OPEP dedicará un año a eliminar gradualmente los recortes de 2,2 millones de bpd desde octubre de 2024 hasta finales de septiembre de 2025, dijeron tres fuentes de la OPEP+.

“Ahora el mercado tiene claridad desde hace casi un año y medio”, dijo un delegado de la OPEP+

Amrita Sen, cofundadora del grupo de expertos Energy Aspects, dijo: “El acuerdo debería disipar los temores del mercado de que la OPEP+ vuelva a agregar barriles en un momento en que las preocupaciones sobre la demanda aún abundan”.

Las naftas y gasoils que se comercializan en estaciones de servicio de todo el país registraron un aumento promedio de 3,5 por ciento, indicaron fuentes de las empresas del rubro.

El ajuste a la suba obedece a la actualización parcial de los impuestos a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2), a la incidencia de los precios de los biocombustibles (biodiesel, bioetanol) que se utilizan para la mezcla con los hidrocarburos, a la compensación por la devaluación mensual del peso en relación al dólar, y a la variación del precio internacional del crudo de referencia (Brent).

A modo de referencia, en estaciones de servicio de la marca YPF (la de mayor participación en el mercado local) ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires el litro de la Nafta Súper pasó a costar $ 905; la Nafta Infinia (premium) $ 1.117; el Diesel 500 cuesta $ 940, y el Infinia Diesel $ 1.196.

En estaciones de la marca Shell en CABA precios de referencia ubican al litro de Nafta Súper en $ 944; la VPower Nafta en $ 1.102; el Diesel Evolution en $ 1.025, y el VP Diesel en 1.228 pesos.

En el caso de las estaciones de servicio con la marca AXION en CABA la Nafta Súper se ubica en $ 989 el litro; la Nafta Quantium en $ 1.190, y el litro de Quantium Diesel en $ 1.279. Estos precios podrían registrar cierta leve variación según la zona de ubicación de las estaciones expendedoras en la Ciudad.

Cabe referir que, en general, los precios de los combustibles suelen ser superiores a los de CABA en otras grandes ciudades de provincias, de acuerdo con la evaluación de cada empresa refinadora y/o comercializadora. Las tres empresas mencionadas, sumadas, comercializan mas del 85 por ciento del total país.

El 28 de mayo el gobierno nacional decidió, a través del decreto 466/2024, un incremento a partir del 1 de junio en los montos de los impuestos sobre los combustibles líquidos (ICL), y al dióxido de carbono (CO2), retomando así las actualizaciones periódicas de estos gravámenes, tras haberlas suspendido en mayo para contener la inflación.

Esta actualización impositiva representa un ingreso importante para el fisco. Se trata, en parte, de ajustes impositivos que no habían sido aplicados en el último tramo del gobierno anterior. Por ello, las actualizaciones ahora dispuestas corresponden a lo no aplicado en el cuarto trimestre calendario del 2023, y también al primer trimestre calendario del 2024.

Un cuadro publicado en el Decreto 466 detalla que los montos de impuesto se incrementan en junio en: $ 10,121 el ICL sobre las naftas y $ 8,245 el ICL sobre el gasoil. Tiene una suba diferencial de $ 4,464 el impuesto cuando se destine al consumo en el área de las provincias patagónicas, el Partido de Patagones de la Provincia de Buenos Aires, y el Departamento de Malargüe de la Provincia de Mendoza.

Asimismo, el incremento al Impuesto al Dióxido de Carbono fue de $ 0,619 para las naftas y de $ 0,935 para el gasoil. El resto de la suba de precios corresponde a los otros factores descriptos.

El 7 de mayo se celebró la Asamblea General Ordinaria donde fueron elegidas las nuevas autoridades de la Cámara para el período 2024/2025. En representación de Shell Argentina fue electa Verónica Staniscia.

Comisión Directiva:
 
Presidente                                            Veronica Staniscia           Shell Argentina
Vicepresidente                                     Jorge Figueroa                 Randstad
Secretario                                             Guido Lopez                     Philips Argentina
Tesorero                                                Nicolaas Boot                  WASA
Prosecretario                                        Sven PIederiet                 Bodegas Salentein
Protesorero                                           Patricia Eindhoven         Synthon-Bago
 
Vocal                                                      Pia Lackman                    Air France / KLM
Vocal                                                      Pedro Balestrini              Supermercados MAKRO
Vocal                                                      Hugo Geurdes                 VTTI Vitco
Vocal                                                      Guido van den Berg        Boskalis
Vocal                                                      Pablo Arecco                   Rotterdam Port Consultants
 
Vocal suplente                                      Augustin Bunge               Estudio Bunge
Vocal suplente                                      Pepijn Verhey                   Agrivalue
 
Comisión revisora de cuentas           Ignacio Giunti                   Supercemento Dyopsa
Comisión revisora de cuentas          Magdalena Brennan          Maxinta Valores
Comisión revisora de cuentas          Silvia Iglesias                    APM Terminals

Hungría y Bielorrusia firmaron un acuerdo para la construcción de su segundo nuevo reactor nuclear PAK.
El primer reactor está siendo construido, según Reuters, por la empresa nuclear estatal rusa Rosatom y se encuentra en proceso de construcción desde 2014. Rosatom también construirá el segundo reactor.

El primer reactor nuclear comercial de Hungría comenzó a funcionar a principios de la década de 1980, y ahora tiene cuatro reactores nucleares en funcionamiento, que generan aproximadamente la mitad de sus necesidades nacionales de electricidad, según datos de la World Nuclear Association. Dos nuevos reactores que construye actualmente la empresa rusa Rosatom recibieron un amplio apoyo parlamentario.

«De gran importancia es el acuerdo firmado hoy aquí sobre cooperación en energía nuclear, que nos permite utilizar las experiencias que Bielorrusia ha adquirido construyendo reactores con una tecnología similar, declaró el ministro de Asuntos Exteriores húngaro Peter Szijjarto, añadiendo que Budapest impulsaría la cooperación con Bielorrusia en áreas que no están en el punto de mira de las sanciones, que el ministro de Asuntos Exteriores húngaro sugirió que no estaban funcionando.

Bielorrusia ha estado sometida a sanciones de la UE por elecciones manipuladas, opresión de la oposición y permitir que las tropas rusas utilizaran el país como base para ataques a Ucrania.

La energía nuclear promocionada por sus defensores como clave para luchar contra el cambio climático, regresa con fuerza en Europa.
Angela Merkel canceló reactores tras el desastre de Fukushima, pero ahora Alemania vuelve a reivindicarlos, después de haber cerrado tres centrales en 2023. En tanto que otros países, encabezados por Francia, impulsaron una regulación más complaciente que puso nuevamente a la energía nuclear en la agenda de la Unión Europea.

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, instaló cinco nuevos puntos de carga Shell Recharge, ubicados fuera de estaciones de servicio a fin de acercar el servicio de recarga eléctrica a clientes, mientras ellos aprovechan para realizar sus compras. Se trata de cargadores con una potencia nominal de hasta 22kW que permiten cargar un vehículo promedio del 20% al 80% de la batería en alrededor de dos horas. Al ser cargadores que funcionan en Corriente Alterna protegen la batería al mismo tiempo que brindan un servicio de recarga más veloz que un servicio domiciliario.

Algunos de estos puntos de carga se encuentran ubicados en:
Hiper ChangoMás Constituyentes: Av. De los Constituyentes 6020, CABA
Paseo Pilar: Panamericana ramal Pilar km 44, Del Viso, BsAs
Paseo Champagnat: Panamericana ramal Pilar km 54.5, Pilar, BsAs
Estación Pilará: Sor Teresa y Lavalle, Pilar, BsAs

Los nuevos puntos de carga se encuentran dentro del ecosistema de la App Shell Recharge -disponible en AppStore y PlayStore como “Shell Recharge Latam-. En Shell Recharge APP los usuarios pueden localizar los puntos de carga cercanos, reservar con anticipación el cargador, efectuar la carga mientras visualizan el estado de la misma en tiempo real y realizar informes históricos de carga.

La incorporación de estos nuevos puntos de carga, se suman a la red Red Shell Recharge que ya cuenta con 10 cargadores rápidos instalados en los principales corredores del país uniendo las ciudades de Mar del Plata – Buenos Aires Rosario – Cordoba y Rio Cuarto.

Acerca de Raízen

Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red más de 870 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.  Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el paí

Con la presencia del Gobernador de San Luis, Claudio Poggi y directivos de las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar, quedó inaugurado el primer parque de energía eólica “San Luis Norte”, ubicado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano al norte de la provincia de San Luis.

El parque, que se despliega en un predio de 1.500 hectáreas de extensión, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 Mw de potencia e implicó una inversión de 210 millones de dólares.

Este complejo renovable, construido en asociación entre PCR y ArcelorMittal Acindar, tiene previsto, según se anunció en el acto, una etapa adicional que consiste en la construcción de un parque de energía solar con 18 MW de potencia que lo va a convertir en el primer parque de generación de energía renovable híbrida del país, poniendo en valor el recurso eólico y el solar que tiene esa región de la provincia. Implicará una inversión de 18 millones de dólares.

De esta forma, el complejo tendrá una capacidad instalada total de 130,5 MW de potencia, lo que equivale al abastecimiento de electricidad para 210 mil viviendas por año, al mismo tiempo que contribuirá a una reducción de emisiones anual de 190 mil toneladas de carbono.

Martín Federico Brandi, CEO de PCR, declaró en el acto “Nos sentimos muy orgullosos de poder inaugurar nuestro primer parque de energía eólica en la provincia de San Luis y también por poder comunicar hoy nuestro compromiso de iniciar la construcción del parque solar ampliando su capacidad de generación a otros 18 MW, convirtiéndose así en el primer parque hibrido de la Argentina”.

“Se trata de un paso más que damos como compañía, demostrando que somos protagonistas e impulsores de la transición energética de nuestro país, brindando soluciones para favorecer la descarbonización de las industrias que buscan contribuir con un planeta más limpio” agregó.

Por su parte, Federcio Amos, CEO de Acindar expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura”.

Sobre PCR:
Empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con cuatro áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 18.427 barriles equivalente de petróleo por día.

Sobre ArcelorMIttal Acindar:
ArcelorMittal Acindar es la compañía productora de aceros largos líder en Argentina, que abastece a los sectores de la construcción civil, agro, petróleo, energía, automotriz e industria en general. Cuenta con más de 80 años de historia en el país y, desde 2006, forma parte de ArcelorMittal, el principal productor siderúrgico y minero a escala mundial, con quien se ha propuesto el desafío de hacer el acero cada vez más sustentable.

Los accionistas de Hess aprobaron la adquisición de Chevron por US$ 53 mil millones a pesar de las reservas entre varios inversionistas prominentes sobre una disputa con Exxon Mobil sobre un activo clave.
Los accionistas de Hess aprobaron el acuerdo durante una reunión este martes, dijo la compañía en un comunicado. Las acciones de la firma cayeron inicialmente ante la noticia, pero luego se recuperaron y subieron hasta 1%.
Chevron busca asegurarse una participación en el mayor descubrimiento de petróleo de la última década al adquirir Hess y su participación del 30% en un campo de Guyana.
Riesgo de arbitraje
Los inversionistas de Hess, incluidos HBK Capital Management Group y D.E. Shaw & Co. había anunciado públicamente planes de abstenerse en la votación, argumentando que la prima de adquisición era insuficiente para cubrir el riesgo del arbitraje que Exxon presentó sobre Guyana en marzo. 
Exxon ha afirmado que tiene derecho de preferencia sobre el activo más valioso de Hess: la participación en un campo de 11 mil millones de barriles frente a la costa de Guyana, que es operado y propiedad en un 45% del gigante petrolero de Texas.

Petrobras vendió a Enegen el 30% de la termoeléctrica Brentech por 2 millones de dólares, según señaló la petrolera en un comunicado al mercado de valores.
Enegen ya contaba con el 70% de la participación accionaria de Brentech, y se ha hecho así con la totalidad de la misma.

Petrobras especificó en el comunicado que esta transacción está en línea con su estrategia de descarbonización, optimización de porfolio y “priorizar las inversiones en plantas termoeléctricas de gas natural de alta eficiencia”, añadiendo que la termoeléctirca no aportaba sinergias al alimentarse de gasoil.

Brentech está compuesto por un único activo: la Unión Temporal de Empresas (UTE) Goiânia II. Ubicada en Aparecida de Goiânia (en el Estado de Goiás), esta UTE utiliza motogeneradores diésel, con una capacidad total instalada de 145 megavatios (MW).

La unidad entró en operación comercial en enero de 2009 y sus contratos de venta de energía en el ambiente regulado finalizaron en diciembre 2023. Actualmente se encuentra en proceso de desmovilización.

Opiniones

DARIO MARTINEZ: “Sobra gas, falta conocimiento y gestión”

El Ex Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez afirmó que “la actual crisis de desabastecimiento de Gas esta generada por una suma de ignorancia acerca del sector, impericia para resolver, y fundamentalismo económico que tiene el Gobierno de Javier Milei”, y agregó que “sobra Gas, lo que falta es conocimiento, conciencia de la magnitud del problema y sus efectos, y gestión”.

Martínez adelantó que “la magnitud del problema autoprovocado por Milei, no solo deriva en corte de abastecimiento a las estaciones de GNC, y a industrias desde Córdoba hacia el norte del país, sino que ya está impactando en el abastecimiento de las centrales térmicas que generan energía eléctrica”.

El ex Secretario explicó que, “ya están comprando de apuro y al doble de precio, Gas Oil y Fuel Oil para las generadoras térmicas en reemplazo del GNL mas barato que no licitaron a tiempo, a lo que seguirán compras de urgencia de energía eléctrica seguramente a Brasil a precios muy altos para abastecer parte de la demanda eléctrica”.

Darío Martínez afirmó que “mientras el Gas Argentino cuesta en promedio U$S 3,5 MMbtu, el GNL importado vale U$S 12 y los líquidos unos U$S 23 para la misma unidad calórica; es por eso que pusimos en marcha el programa Transport.Ar de construcción de gasoductos, que tenia por objeto reemplazar totalmente con gas argentino las importaciones del GNL y de líquidos para nuestro sistema energético nacional, porque gas sobra, lo que falta son gasoductos, y mientras no estén hechos hay que adoptar las decisiones de cobertura de la demanda vía importaciones con el tiempo necesario”.

Martínez explicó que “así pusimos en marcha el Gasoducto Néstor Kirchner, cuya primera etapa se concretó, y que debía continuarse con la instalación de toda la compresión, la reversión del Gasoducto Norte, y la segunda etapa del GPNK hasta llegar a San Jerónimo”.

El Ex Secretario de Energía agregó que “el Gobierno de Milei, aplicando su fundamentalismo de suspender toda la obra pública para obtener superávit fiscal, suspendió la financiación de las plantas compresoras del Gsoducto Presidente Néstor Kirchner, y también de la segunda etapa de ese necesario gasoducto , y recién ahora se acordó de aprobar parcialmente las obras de reversión del Gasoducto Norte. No se consideró los efectos que esas decisiones tendrían sobre los costos y el abastecimiento de gas y electricidad para los usuarios y la economía en general”.

AGUSTIN GEREZ: “El gobierno planificó mal y podríamos ir a cortes rotativos”

Agustín Gerez, ex presidente de Enarsa consideró que “Los cortes de GNC se podrían haber evitado si el gobierno hubiera tomado las medidas necesarias cuando asumió en diciembre”. Además, destacó que “El costo de la gestión ineficiente en materia energética cuesta y lo pagan todos los argentinos”.

“Con el objetivo de mostrar superávit, uno ficticio, decidieron importar menos cargamentos de gas y acá está una de las consecuencias. Nos llevaron a esta situación de estrés que no se vivía desde el año ’84. Hoy las 100 industrias más grandes de Córdoba y Rosario no pudieron abrir sus fábricas”, remarcó Gerez.

En la misma línea, el ex funcionario de Energía denunció que el gobierno gastó en una semana 600 millones de dólares para importar energía mientras le pide a la clase media un esfuerzo más. Y resaltó: “Es complejo decirle a la sociedad que en el país con mayores recursos de gas se está cortando a los industriales generando una caída de la producción y ventas, ya afectadas por la recesión”.

“Hay una falta de planificación que empieza a consolidarse en una crisis que va a durar todo el invierno y podríamos ir a cortes rotativos del suministro” concluyó el ex presidente de Enarsa. Durante su gestión de realizó el GPNK en su etapa I.

Buque Petrobras

La Secretaría de Energía comunicó, en relación a la crisis de suministro de gas y al buque con carga de GNL proveniente de Brasil, que “hoy (29/5) a las 9 am, se logró destrabar la descarga y el buque se encuentra en operación”.

“Enarsa compró el viernes un buque de 44 millones de m3 de GNL a Petrobras que debía empezar a regasificar hoy. Pero a último momento la empresa impugnó la carta de crédito (pago) con la que debía pagarse el combustible y no autorizó la descarga del GNL en la terminal de Escobar”. “El barco se encontraba amarrado y conectado a mangueras desde las 16 horas del día de ayer” (28/5), indicó Energía.

La Secretaría a cargo de Eduardo Chirillo describió que, en dicho contexto, “se procedió a cortar el suministro de gas a la demanda no prioritaria (industrias, centrales termoeléctricas y estaciones de GNC) para cuidar a los usuarios prioritarios (hospitales, escuelas, hogares y comercios)”.

“El objetivo está puesto en poder seguir abasteciendo la “demanda prioritaria” y a los hogares residenciales”, destacó la Secretaría, y estimó que “a lo largo del día se irá regularizando la situación de cortes de suministro” (SIC).

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines, CECHA, señaló que “Los cortes de suministro, que afectaron en primera instancia y en forma dispar a las estaciones de servicio de GNC con contrato interrumpible, hoy alcanzan prácticamente a todas las bocas de expendio, más allá del tipo de contrato que tienen acordado con sus respectivas distribuidoras, lo que pone en riesgo nuestros negocios y afectan a la población”.

Un comunicado de la entidad empresaria destacó que “por ello, es sumamente importante que las autoridades avancen en un plan que de previsibilidad y seguridad a los estacioneros y a los usuarios. Desde CECHA, seguiremos colaborando para buscar vías de solución que permitan el normal funcionamiento del sector”, añadió la CECHA.

Junto con sus 16 Federaciones y Cámaras asociadas, el Consejo Directivo de la entidad “insta al Gobierno nacional y a los actores del sector gasífero a tomar las medidas necesarias para garantizar la provisión normal de GNC en las estaciones de servicio de todo el país”.

Las 100 industrias mas grandes del país hoy (miércoles 29/5) no reciben gas natural para operar. Tampoco las estaciones de servicios expendedoras de GNC, que tendrán interrumpido el suministro, al menos hasta el jueves 30.

Informadas de la situación por la Secretaría de Energía, las compañías distribuidoras de gas por redes de todo el país notificaron la interrupción de suministro, incluso a las estaciones que tienen contrato de provisión en firme.

“Hubo problemas con un barco que trae GNL desde Brasil (Carta de crédito) y están retrasadas las tareas de regasificación en el puerto de Escobar”, afirmaron fuentes empresarias del sector GNC.

La alta demanda de gas a nivel domiciliario debido a las bajas temperaturas, las limitaciones de la infraestructura de gasoductos troncales, y la insuficiencia de embarques de GNL para este mes explican la situación de desabastecimiento.

La reversión del Gasoducto Norte, la obra que permite llevar el gas de Vaca Muerta al norte del país, registró un importante avance: concluyó la soldadura en línea regular de los tramos 2 y 3.

Se trata de los primeros 100 kilómetros del Gasoducto de Integración Federal -sobre un total de 122 km- que se extiende de Tío Pujio a La Carlota, en la provincia de Córdoba, vinculando los Gasoductos Centro-Oeste y Norte.

Para reducir los tiempos de ejecución de la obra, se utilizó un sistema de soldadura automática, moderna tecnología que permite no solo realizar mayor cantidad de soldaduras por día, sino que a la vez minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción.

La última soldadura en la línea regular se llevó adelante el domingo 26 de mayo en el km 100 del Gasoducto Tío Pujio- La Carlota, a la altura de la localidad cordobesa de Arroyo Cabral. En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, marcando récords con hasta 151 soldaduras por día, lo que equivale a 3 km diarios de avance.

Las obras en estos tramos continúan con trabajos de cruces, empalmes, revestimiento, zanjeo, bajada y tapada, además de ensayos con ultrasonido, para luego iniciar las pruebas hidráulicas.

Además, la obra avanza con la construcción de los restantes 22 km de dicho gasoducto, 62 km de loops (ampliación) al Gasoducto Norte a la altura de Ferreyra y la Ciudad de Córdoba y el cambio de sentido de 4 plantas compresoras, con una fecha de finalización de las obras prevista para fines de agosto. Al momento se encuentran trabajando en el proyecto más de 2 mil personas en forma directa.

Cabe destacar que la Reversión del Gasoducto Norte permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy para generación de energía eléctrica, abastecimiento de hogares, industrias y el desarrollo a escala de nuevas actividades como la minería de litio, además de exportar gas a países de la región.

El gobierno nacional activó un período de transición para cambiar el actual régimen de subsidios a las facturas por el consumo de gas y de electricidad, en base a un esquema que tiene por objetivo “pasar de un régimen de subsidios generalizado, indiscriminado, con superposiciones (por la existencia de regímenes especiales), hacia un sistema focalizado en usuarios vulnerables, y más ordenado”, puntualizó.

“En época de escasez y de ajuste de los recursos del Estado, es necesario rever y reordenar los subsidios, de manera progresiva, para contribuir al equilibrio fiscal sin descuidar la ayuda a los usuarios vulnerables”, advirtió un comunicado de la Secretaría de Energía.

A través del decreto 465/2024 (Milei-Caputo), publicado en el Boletín Oficial el martes 28/5, se establece “un período de transición de seis meses (prorrogable por otros seis) en función de la evolución de la situación económica general y la dinámica del sector energético”.

Desde Energía -en la órbita del ministerio de Economía- se puntualizó que “se hacen una serie de modificaciones del Decreto 332/2022, que estableció la segmentación según la capacidad económica de los usuarios, conocida como N1 (ingresos altos), N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios):

a) Se dejan sin efecto los límites respecto del precio mayorista en el componente de la energía, de N2 (40 %) y N3 (80 %) sobre la base del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) para trasladar, progresivamente, a los usuarios finales los precios y tarifas reales de la energía. Dichos límites del CVS impedían seguir en el sendero de corrección de precios y tarifas que impulsa este Gobierno.

b) Por ello, se faculta a la Secretaría de Energía a:

i) Establecer bonificaciones o descuentos a los usuarios N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios).

ii) Establecer nuevos topes de consumo máximos subsidiados para N2 y N3, corrigiendo así un grave defecto del régimen anterior que alentaba el consumo ilimitado. Los consumos excedentes se pagarán a precio o tarifa plena, es decir, sin subsidio”.

Energía señaló que durante dicho período de transición, “se monitoreará la evolución de todas las variables en juego, cruces de información, se impulsará el reempadronamiento y la actualización del RASE (Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos) a fin de asegurar que los usuarios estén en el segmento correspondiente según su nivel de ingresos”.

Desde el gobierno se sostiene que “el régimen de subsidios anterior, junto con la política energética de congelamiento tarifario, contribuyeron sustancialmente a la opacidad de las tarifas finales y a la confusión conceptual entre los montos efectivamente facturados a los usuarios y los subsidios”. “Eso, en contra de los intereses económicos de los propios usuarios conforme a las disposiciones del Artículo 42 de la Constitución Nacional, resultando casi imposible discernir según qué conceptos y por qué importes se abona el servicio respectivo”, se agrega.

“Recordamos a los usuarios la importancia de hacer un uso eficiente y responsable de la energía”, señala la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

Los aspectos principales del Decreto 465/24 puntualizan:

Se determina 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: (i) trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; (ii) promover la eficiencia energética; y (iii) asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado.

Se establece un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados (“Período de Transición”), que se extenderá desde el 1º de junio hasta el 30 de noviembre de 2024. La vigencia podrá ser prorrogada por única vez, por un plazo de SEIS (6) meses, mediante resolución fundada de la S.E. en su carácter de Autoridad de Aplicación del Decreto 332/2022.

Se dejan sin efecto los límites del impacto en factura que genere la corrección del componente Energía fijado como porcentaje del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior, contenidos en el Decreto 332/22.

Los criterios de inclusión en cada uno de los niveles de segmentación previstos en el mismo Decreto podrán ser revisados y modificados por la Autoridad de Aplicación. Podrá establecer criterios de exclusión a partir de indicadores de exteriorización patrimonial que indirectamente manifiesten nivel de ingresos.
La verificación de alguno de estos criterios en relación con alguno de los integrantes del grupo conviviente habilitará a la S.E. a rechazar la solicitud del beneficio o a excluir al hogar del padrón de beneficiarios.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia precios de mercado y tarifas basadas en costos económicos para el sector energético, asegurando la gradual reducción de los subsidios actualmente vigentes.

En particular, se faculta a la Secretaría de Energía para:

1) Establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas.
Para fijar los volúmenes máximos subsidiables, la Autoridad de Aplicación deberá contemplar el criterio de consumo indispensable, a cuyo efecto podrá considerar la zona bioambiental en la que se ubica el consumo y la época del año.
En una primera etapa, la Autoridad de Aplicación podrá extender a los usuarios del Nivel 2 los límites de consumo que ya rigen para los usuarios del Nivel 3 conforme a las Resoluciones 649/2022 y 686/2022, ambas de la S.E.

2) Aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del REGISTRO DE ACCESO A LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA (RASE) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial. La Autoridad de Aplicación podrá fijar el nivel de los descuentos o bonificaciones que recibirán los beneficiarios durante el Período de Transición por los volúmenes consumidos hasta el máximo definido.

3) Disponer que las cantidades consumidas en exceso a los volúmenes máximos subsidiables sean abonadas a los precios mayoristas de gas natural y energía eléctrica establecidos por la S.E. o resultantes de la interacción de los agentes del mercado, conforme a los cuadros tarifarios aprobados por las autoridades competentes en cada jurisdicción, con la posibilidad de mantener escalones graduales de bonificación para los volúmenes excedentes en el caso de los usuarios Nivel 2.

4) Revisar periódicamente los volúmenes de consumo máximo a subsidiar, así como los montos o porcentajes de los descuentos sobre el componente Energía, teniendo en cuenta la adquisición progresiva de hábitos de consumo eficiente por parte de los usuarios.

5) Modificar la denominación y/o el criterio de segmentación de las categorías de usuarios residenciales, incorporados en el RASE, incluyendo la revisión de los indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos, así como la posibilidad de su unificación para establecer una única categoría de usuarios residenciales que requieran asistencia para acceder al consumo indispensable de energía.

6) Calibrar las diferentes variables que se requerirán para la implementación del régimen de subsidios focalizados de Canasta Básica Energética (CBE), y realizar las pruebas y verificaciones pertinentes en función de la evaluación de los resultados observados durante el Período de Transición.

7) Invitar a los usuarios residenciales a reempadronarse en el REGISTRO DE ACCESO A LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA (RASE) y realizar los cruces de información con otras bases de datos nacionales o provinciales, a fin de actualizar el padrón de beneficiarios y minimizar los errores de inclusión y exclusión.

8) Determinar los mecanismos de compensación de los menores ingresos de las licenciatarias o concesionarias de servicios de distribución por aplicación de las bonificaciones establecidas durante la vigencia del Período de Transición.

La Secretaría de Energía queda facultada para dictar todos los actos que se requieran para la implementación de lo dispuesto en el decreto.

En tal sentido, podrá emitir las normas necesarias para la reestructuración del régimen de subsidios a la energía, y para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios.

Asimismo, determinará los roles y las tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, incluyendo al SISTEMA DE IDENTIFICACIÓN NACIONAL TRIBUTARIO Y SOCIAL (SINTyS), al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), a la ADMINISTRACIÓN NACIONAL DE LA SEGURIDAD SOCIAL (ANSES), a la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS PÚBLICOS (AFIP), y a los prestadores de los servicios públicos y otros agentes públicos o privados que administren bases de datos que pudieren ser relevantes para la implementación del régimen de beneficiarios y de los beneficios aplicables.

La secretaría de Energía establecerá 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 de una manera ágil, expedita y gratuita.

El decreto instruye a la JEFATURA DE GABINETE, a los Ministerios y Secretarías de la PRESIDENCIA DE LA NACIÓN, a la ANSES, a la AFIP, a la DIRECCIÓN NACIONAL DE MIGRACIONES y a todo otro organismo público, independientemente de la naturaleza jurídica que revista, a brindar a la Autoridad de Aplicación (S.E) la información que ésta requiera durante el Período de Transición.

Toda la información proporcionada al RASE durante el Período de Transición será integrada al SINTyS), en su carácter de coordinador de intercambio de información, dando cumplimiento a las previsiones existentes en materia de protección de datos personales y sensibles, conforme lo establece la Ley de Protección de los Datos Personales 25.326.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá considerar, además, la existencia de otros regímenes de beneficios y/o subsidios a la energía vigentes, a fin de recomendar o proceder a su adecuación, eliminación y/o reemplazo.

En particular, deberá proveer un mecanismo para establecer los beneficios que correspondan a las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de la Ley sobre Régimen Tarifario Específico para Entidades de Bien Público 27.218 y la Ley sobre Régimen de Promoción de los Clubes de Barrio y de Pueblo 27.098.

El gobierno nacional decidió, a través del decreto 466/2024, un incremento a partir del 1 de junio próximo en los montos de los impuestos sobre los combustibles líquidos (ICL), y al dióxido de carbono (CO2), retomando así las actualizaciones periódicas de estos gravámenes, tras haberlas suspendido en mayo para contener la inflación.

Esta actualización impositiva incidirá de manera directa en los precios de los combustibles el mes entrante. Rige para las naftas, para el gasoil, y para otros derivados, y representa un ingreso importante para el fisco.

La decisión ocurre en momentos en los cuales se advierte una ralentización en el consumo en general, y también de combustibles.

Se trata, en parte, de ajustes impositivos que no habían sido aplicados en el último tramo del gobierno anterior. Por ello, las actualizaciones ahora dispuestas corresponden a lo no aplicado en el cuarto trimestre calendario del 2023, y también al primer trimestre calendario del 2024.

Un cuadro publicado en el Decreto 466 detalla que los montos de impuesto se incrementan en junio en: $ 10,121 el ICL sobre las naftas y $ 8,245 el ICL sobre el gasoil. Tendrán una suba diferencial de $ 4,464 el impuesto cuando se destine al consumo en el área de las provincias patagónicas, el Partido de Patagones de la Provincia de Buenos Aires, y el Departamento de Malargüe de la Provincia de Mendoza.

Asimismo, el incremento al Impuesto al Dióxido de Carbono será de $ 0,619 para las naftas y de $ 0,935 para el gasoil.

En los considerandos de la norma se describe que “conforme a lo dispuesto por el Decreto 107 de enero de 2024 se postergaron los efectos de los incrementos en los montos de estos impuestos, derivados de las actualizaciones correspondientes al primer, segundo, tercer y cuarto trimestres calendario del año 2023, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, conforme a un cronograma de gradualidad.

Su último tramo, referido a la actualización por cuarto trimestre del año 2023 resultaría aplicable a partir del 1° de junio de 2024, inclusive , de acuerdo con la modificación efectuada mediante el Decreto 375 de abril del 2024.

A partir de esa misma fecha también tendrían efectos los incrementos en los referidos montos originados en la actualización correspondiente al primer trimestre del año 2024.

“Con el fin de estimular el crecimiento de la economía garantizando un sendero fiscal sostenible, resulta razonable diferir parcialmente los efectos de los incrementos que resultarían aplicables a partir del 1° de junio de 2024 para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”, señala el decreto publicado ahora (466/2024).

Por ello, el mismo decreto establece entonces que “Para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de julio de 2024, inclusive, deberá considerarse el incremento total en los montos de impuesto”.

Arabia Saudita planea una venta multimillonaria de acciones de Aramco prevista para junio. Estiman que la oferta podría recaudar unos 10.000 millones de dólares. Los preparativos están en curso y los detalles aún podrían cambiar. Las acciones cotizarán en Riad y será una oferta totalmente comercializada en lugar de una venta acelerada durante unos días.
La oferta pública inicial de la petrolera, que tuvo lugar a finales de 2019, se convirtió en la mayor del mundo al generar 25.600 millones de dólares con la venta del 1,5% en la compañía estatal saudí
El gobierno saudita sigue siendo el principal accionista de Aramco, con una participación del 90%, y depende en gran medida de sus pagos.
Aramco espera pagar 31 mil millones de dólares en dividendos, comunicó la compañía a principios de este mes, a pesar de informar ganancias más bajas para el primer trimestre en medio de precios más bajos del petróleo y volúmenes vendidos.
Desde su oferta pública inicial en 2019, la mayor salida a bolsa del mundo, las acciones de Aramco han subido desde un precio de salida a bolsa de 32 riyales hasta un máximo de 38,64 riyales hace un año. Sus acciones cerraron a 29,95 riyales el jueves.

La petrolera BP y el productor estadounidense de esquisto EOG Resources negocian desarrollar conjuntamente un campo de gas natural frente a la costa de Trinidad y Tobago, según consignó Reuters.
El campo contiene poco menos de 1 billón de pies cúbicos (tcf) de gas natural, pero eventualmente será vinculado nuevamente a otro descubrimiento de BP, acercando el área a desarrollar a 1,5 tcf de gas, dijeron a Reuters dos personas con conocimiento del proyecto.
Se espera que el primer gas llegue a finales de 2026 y está previsto que alimente el proyecto emblemático de gas natural licuado (GNL) de Trinidad, Atlantic LNG, en el que BP y Shell tienen cada uno una participación accionaria del 45%.
Trinidad y Tobago es el mayor exportador de gas superenfriado de América Latina y el segundo mayor exportador mundial de metanol y amoníaco.
La producción de Atlantic LNG representa una gran parte de la cartera total de GNL de BP, pero sus operaciones se han visto obstaculizadas por la disminución de la producción de gas natural en campos antiguos.
BP está trabajando con EOG para avanzar en las aprobaciones regulatorias y alcanzar acuerdos comerciales, dijo la compañía sobre la empresa conjunta Coconut.

El ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de Buenos Aires, Augusto Costa, afirmó que “En el marco de un contexto difícil, queremos ratificar la voluntad del Gobierno bonaerense de trabajar codo a codo con YPF, Petronas y el puerto de Bahía Blanca”, en el proyecto de instalación de la planta productora de GNL en ésa zona portuaria.

“Este proyecto le va a cambiar las perspectivas a la provincia y al país. No vemos motivos para que sea puesto en cuestión”, afirmó el funcionario en conferencia de prensa.

El gobierno de Javier Milei esta promoviendo cambios en este sentido, con lo cual la planta de GNL tendría como destino la provincia de Río Negro.

El ministro Costa se refirió a la declaración de interés provincial del proyecto de YPF para la instalación de una planta de licuefacción de gas natural en el Puerto de Bahía Blanca, la cual se comenzó a proyectar 2017 y cuyos trabajos conjuntos avanzaron hasta efectivizar en 2023 la reserva de 1.500 hectáreas en el predio del Puerto Bahía Blanca para poder localizar la planta allí.

“Trabajamos para dar continuidad a proyectos de inversión muy importantes, que es necesario que sigan su curso. Uno de ellos es el proyecto de la planta de licuefacción de gas en el puerto de Bahía Blanca, que tiene que ver con la recuperación de YPF (2012) y el desarrollo de Vaca Muerta, para tener una producción de GNL en nuestra provincia. Dada su importancia, el Gobernador lo declaró proyecto de interés provincial”, remarcó el ministro.

Asimismo, Costa explicó: “A través de esta inversión se llegará a producir entre 25 y 30 millones de toneladas por año. Es un proyecto estratégico y clave, ya que implica un impulso para el desarrollo productivo con agregado de valor, fuerte aumento de las exportaciones, incentivo a la operatoria portuaria bonaerense y un gran generador de empleo”.

YPF concluyó la primera etapa del proyecto exploratorio no convencional a Vaca Muerta en Mendoza y a partir de los resultados obtenidos avanzará con otro pad de pozos en un segundo período exploratorio para el 2025, informó la Compañía.

Los pozos perforados en el extremo sur del departamento de Malargüe fueron descubridores de petróleo y permitirían a YPF extender los límites productivos de la formación geológica, más allá del hub core que se encuentra principalmente localizado en Neuquén.

En línea con la estrategia de expandir el conocimiento de VM, se asociaron compromisos exploratorios en dos bloques. En CN VII A, se perforó el pozo vertical Aguada Negra de 2.576 metros con rama horizontal de 1.074 metros, mientras que en Paso Bardas Norte se llevó adelante un pozo horizontal de 1.059 metros.

Luego se realizaron un total de 25 etapas de fracturas (12 en Paso Bardas Norte y 13 en Aguada Negra) para comenzar, el 18 de febrero pasado, los ensayos con el objetivo de evaluar los niveles de reservorio. Actualmente los pozos muestran interesantes datos de productividad de petróleo, según los últimos registros, indicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

YPF proyecta pasar a un segundo período en el permiso exploratorio CN VII A, en el marco de un plan que contempla realizar en el 2025 un piloto vertical y dos ramas horizontales de 2.500 metros a mayor profundidad.

Este proyecto piloto no convencional es el primero que desarrolla YPF en la provincia y tiene como objetivo impulsar la continuidad de la exploración de Vaca Muerta. Se puso en marcha en el segundo trimestre del 2023 permitiendo la obtención de datos geológicos relevantes para interpretar y caracterizar las condiciones que presenta la formación sobre el borde mendocino.

Pluspetrol aportará 500 mil dólares al programa de becas “Gregorio Álvarez” de la Provincia de Neuquén, con el objetivo de contribuir a reinsertar, retener y asegurar la permanencia de estudiantes que estén en riesgo de abandonar sus estudios o se encuentren fuera del sistema educativo, además de fomentar el desarrollo de oficios para los jóvenes.

En un acto realizado en la ciudad capital de la provincia, se firmó el convenio de adhesión entre el Gobernador Rolando Figueroa y el Gerente General de Pluspetrol Argentina, Adrián Vila, a través del cual la compañía hará un desembolso de 500 mil dólares, que se sumará al aporte de inversión social que la empresa tiene en ejecución en Neuquén por lo que totalizarán 1.500.000 dólares para el corriente año.El Gerente General de Pluspetrol, Adrián Vila, destacó que “el programa de becas ‘Gregorio Álvarez’ es una iniciativa estratégica impulsada desde el ejecutivo neuquino, que hace foco en el capital más importante que tiene una sociedad: la educación de sus futuras generaciones. Estamos convencidos que nuestro rol como compañía, además de invertir en el desarrollo energético de la región y del país con la generación de empleo de calidad, debe estar acompañado con programas de responsabilidad social para el fortalecimiento de la ciudadanía. Por eso, estamos hoy aquí firmando este importante convenio de adhesión, junto al Gobernador Rolando Figueroa, con el objetivo de consolidar el derecho a la educación de los neuquinos”.

El programa impulsado por la provincia apunta, por un lado, a promover la terminación de la escuela secundaria y, por otra parte, a la formación profesional de quienes hayan cumplido el ciclo escolar y deseen desarrollarse en un oficio.

El compromiso de Pluspetrol con la provincia involucra numerosos proyectos que están estructurados en tres ejes que componen su estrategia de Responsabilidad Social: educación, producción y fortalecimiento institucional por lo que el programa de becas Gregorio Álvarez está alineado a la estrategia de inversión social de la compañía.

Pluspetrol, con más de 45 años en la provincia, opera diferentes yacimientos entre los que se destaca La Calera y se posiciona como un jugador clave en el desarrollo de campos no convencionales

Acerca de Pluspetrol

Pluspetrol es una compañía de energía con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Argentina, en el yacimiento Centenario, Neuquén, hace más de 40 años. Pluspetrol desarrolla operaciones en Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo–, en Perú –donde es el primer productor de gas y de petróleo–, Bolivia, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.

En el marco del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte, el Ente Nacional Regulador ENARGAS autorizó a Energía Argentina S.A. (ENARSA) -en base a la Ley 24.076-, “a extender el sistema de transporte de gas natural e iniciar la construcción de un gasoducto desde las inmediaciones de la Planta Compresora “La Carlota” del Gasoducto Centro Oeste, hasta las inmediaciones de la Planta Compresora “Tío Pujio” sobre el Gasoducto Norte, en el marco del Programa “Transport.Ar Producción Nacional”.

También a través de la Resolución 233/2024 publicada en el Boletín Oficial, el ENARGAS autorizó a ENARSA y a Tansportadora de Gas del Norte (TGN) a “iniciar la construcción de cañería paralela al Gasoducto Norte, entre las Plantas Compresoras “Tío Pujio” y “Ferreyra”, y a ejecutar las obras necesarias en las Plantas Compresoras “La Carlota”, “Tío Pujio”, “Ferreyra”, “Dean Funes”, “Lavalle” y “Lumbreras”, a fin de revertir el flujo y la inyección del gas.

Con la firma del interventor Carlos Casares, el Ente Regulador dispuso además que ENARSA, en su carácter de propietaria del gasoducto cuya construcción se autoriza, estará sujeta a las disposiciones de la Ley 24.076 (marco regulatorio) en cuanto a las pautas para la Administración del Despacho, los Estándares de Calidad aplicables, y demás resoluciones y disposiciones del ENARGAS; sin perjuicio de las obligaciones a cargo de TGN conforme el contrato de operación y mantenimiento (del nuevo gasoducto) que suscriba con ENARSA.

Esta empresa, en su rol de prestador del servicio de transporte a través del nuevo ducto deberá asegurar y garantizar que se encuentra operando en condición segura y con adecuado mantenimiento.

Por otra parte, el Ente Regulador dispuso que TGN, en su carácter de Licenciataria de los gasoductos Norte y Centro Oeste, “y en ejercicio de su deber de policía técnica de seguridad, será responsable del control y habilitación de las obras que se aprueban, sin perjuicio de las obligaciones y responsabilidades que le corresponden en virtud del contrato de operación y mantenimiento a celebrar con ENARSA”.

El ENARGAS ordenó a ENARSA que le presente el Acuerdo Definitivo (entre esa empresa y TGN), una vez que el mismo se encuentre suscripto, y señaló que “se considerarán nulas de pleno derecho aquellas cláusulas contractuales que se contradigan con las disposiciones del Marco Regulatorio de la Industria del Gas y la normativa dictada en su consecuencia”.

En los considerandos de la resolución se puntualiza que “ENARSA y TGN, mediante nota del 26 de abril de 2024, remitieron información técnica y ambiental actualizada con el alcance definitivo del proyecto denominado “REVERSION DEL SISTEMA NORTE”.

Se trata de un proyecto diseñado y anunciado por el gobierno anterior, y que se procuraba ejecutar desde principios de este año de manera de intentar concluirlo en el ahora inminente invierno, lo que no ocurrirá.

Lo dejó con financiamiento parcial a través de un crédito del CAF. Hasta ahora se licitaron y adjudicaron las obras, y también la provisión de los caños, que ya estan llegando a los frentes de obra.

Será para llegar Noroeste del país con gas natural producido en Vaca Muerta y reemplazar los cada vez menores volúmenes de gas que Bolivia viene proveyendo a esa región, ya que han mermado sus reservas propias.

Incluso, esta contempalda la posibilidad de llegar con el gas argentino a la propia Bolivia, y a Brasil, utilizando la infraestructura de ductos que van desde Bolivia hasta San Pablo.

ENARSA y TGN informaron que dicho proyecto comprende: La construcción de 122 km de cañería de 36” desde el predio de la planta compresora La Carlota hasta el predio de la planta compresora Tío Pujio, lo que permitirá interconectar los sistemas de transporte Norte y Centro Oeste de TGN.

Además, La instalación de 62 km de loop de 30” al norte de la Planta Compresora Tío Pujio; y las adecuaciones necesarias en las plantas compresoras La Carlota, Tío Pujio, Ferreyra, Dean Funes, Lavalle y Lumbreras para la reversión de flujo del Gasoducto Norte.

En su presentación, y entre otros aspectos, ENARSA y TGN manifestaron que “el Proyecto de ‘REVERSIÓN DEL SISTEMA NORTE’ es una obra que posibilitará el transporte en sentido inverso del Sistema Norte de hasta 19 MMm3/d, permitiendo así la bidireccionalidad del flujo de gas, aportando versatilidad al sistema, garantizando el abastecimiento en la dirección en la que sea requerida y dotando al mismo de mayor confiabilidad y seguridad”.

El ENARGAS hace hincapié en que “según lo descripto, sólo el nuevo gasoducto de interconexión de 122 km configuraría una extensión del sistema licenciado de TGN, cuya construcción está a cargo de ENARSA (por expresa indicación del PODER EJECUTIVO NACIONAL y de la SECRETARÍA DE ENERGÍA), y quien a su vez contrataría un servicio de operación y mantenimiento de dicho gasoducto a TGN”.

“Por otra parte, los loops y las adecuaciones sobre las plantas compresoras configurarían una ampliación del sistema de transporte existente, que actualmente ya es operado por la Licenciataria”, añade.

“En razón de ello, si bien esta Autoridad Regulatoria entiende que el proyecto presentado comprende todas las obras indicadas anteriormente, y que este Organismo es el competente para autorizar su inicio (según lo dispuesto en la Ley 24.076), se estima pertinente hacer la distinción entre ambas”, señala el Organismo regulador.

Y agrega que ello “en atención a que se trata de obras de distinta naturaleza que podrían implicar o derivar a posteriori en un análisis diverso de las cuestiones económicas-tarifarias, de asignación de capacidad, entre otras”.

ENARSA y TGN agregaron en su presentación ante el Ente que “la obra de Reversión no representa un incremento de capacidad firme desde cuenca, sino que fue diseñada para el abastecimiento de la demanda actualmente conectada al Gasoducto Norte desde el sur, constituyendo una obra de confiabilidad para el sistema, fortaleciendo la conexión de la zona Centro Norte con Litoral y GBA, brindando un respaldo de capacidad y suministro, y ampliando las opciones de operación y las posibilidades de resolver potenciales dificultades de transporte”.

Así, mediante un swap de volúmenes con el gasoducto Centro Oeste, “permitirán transportar desde San Jerónimo hasta la zona Centro Norte 19 MMm3/d y dotarán de mayor confiabilidad y flexibilidad operativa a la capacidad de transporte existente desde Centro Norte hacia las zonas de Tucumán y Salta”.

La Resolución 233 describe que “el proyecto presentado busca satisfacer los siguientes objetivos de suministro: Asegurar el abastecimiento de los consumidores de las zonas de distribución servidas por el gasoducto Norte, así como la generación termoeléctrica necesaria para la seguridad de suministro local.

También, permitir el despacho de las usinas termoeléctricas eficientes conectadas al gasoducto, que en su mayoría carecen de combustible alternativo, y cuyo despacho es necesario para asegurar el suministro eléctrico regional.

Además, se busca “sentar las bases para una expansión que permita el crecimiento de la demanda zonal, considerando tanto el crecimiento vegetativo como el desarrollo de la minería en la región de la Puna y la potencial exportación a Brasil, Bolivia, y al norte de Chile”.

PECOM fue elegida por segundo año consecutivo como la mejor empleadora en la industria energética según el Randstad Employer Brand Research 2024. A su vez, PECOM ascendió al quinto lugar en el Top 10 de las empresas más atractivas para trabajar en Argentina.

El Randstad Employer Brand Research 2024 registra a PECOM como la empresa más elegida para trabajar en la industria energética, tal como sucedió en su edición 2023. A su vez, PECOM figura en quinta posición del ranking de todos los sectores, ascendiendo tres posiciones con respecto al año pasado en el Top 10 de las empresas más atractivas para trabajar en Argentina.

“Este logro es el resultado del trabajo de todos los que formamos parte de PECOM, para construir una cultura organizacional sólida, donde nuestra gente es uno de los valores fundamentales. Día a día, fomentamos una cultura basada en el respeto, la colaboración y el crecimiento continuo, donde cada colaborador tiene la oportunidad de dar lo mejor de sí. Por eso, volver a posicionarnos como líderes en la industria energética y ascender a la quinta posición en el ranking total, nos llena de orgullo y felicidad, motivándonos a seguir por este camino”, señaló Fernando Portero Castro, Director Ejecutivo de Capital Humano y Organización de PECOM.

El estudio del Randstad Employer Brand Research analiza el atractivo de las marcas de los mayores empleadores en 32 países. Es el estudio independiente sobre employer branding más completo e inclusivo a nivel global, con más de 173.000 encuestados de entre 18 y 64 años. En Argentina, las empresas ganadoras de la edición 2024 fueron elegidas por 4.033 encuestados.

Sobre PECOM

PECOM es una empresa de Servicios, Construcción y Productos enfocada en Gas, Petróleo, Energía Eléctrica y Minería. Tiene más de 70 años de experiencia y forma parte del Grupo Perez Companc

En Petróleo y Gas ofrece soluciones de operación y mantenimiento, ingeniería y construcciones, tratamientos y productos químicos, Artificial Lift, Well Services, servicios medioambientales y soluciones eléctricas y electromecánicas para yacimientos y refinerías. Desarrolla modelos de gestión y operación digitalizados basados en integración e inteligencia de datos.

En Energía Eléctrica realiza infraestructura para la generación (renovable y no renovable), transporte y distribución, tanto para el mercado regulado como no regulado. A su vez, se desempeña en infraestructura para Minería.

PECOM tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil y Colombia. Cuenta con cerca de 8500 colabores

TotalEnergies avanza con el desarrollo del proyecto petrolífero de Kaminho, a 100 kilómetros de la costa de Angola, con una inversión en el proyecto de 6000 millones de dólares

El proyecto se enfoca en dos campos petrolíferos situados en el bloque 20/11, Cameia y Golfino, según un comunicado de la agencia nacional angoleña de hidrocarburos ANPG. La empresa italiana de ingeniería Saipem convertirá un buque de transporte de crudo muy grande en una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), que conectará el petróleo de los yacimientos en alta mar a una red de producción submarina.

La producción está prevista para 2028, con una meseta de 70.000 barriles de petróleo al día. TotalEnergies explota el bloque 20/11 con una participación del 40%. Petronas, de Malasia, posee otro 40%, y Sonangol, de Angola, un 20% Angola, donde la petrolera francesa es el principal operador, produce 1,1 millones de barriles de petróleo al día, lo que la convierte en el segundo mayor exportador de crudo de África. Sin embargo, sus yacimientos disminuyen un 15% cada año.

El país ha montado una agresiva campaña para atraer inversores, mantener la producción de petróleo, incorporar nuevas reservas y aumentar la producción de gas natural, mientras el interés del sector se desplaza hacia nuevos descubrimientos en Guyana, Namibia y Surinam. (Información de Olivier Sorgho y América Hernández en París, Wendell Roelf en Ciudad del Cabo

La ex subsecretaria de Planificación Energética, Cecilia Garibotti, opinó que “llegan los días más fríos del año en la Argentina y el gobierno nacional improvisa y debe importar combustibles por 500 millones de dólares debido a la paralización de la obra pública y la ausencia de planificación energética, en un país que tiene la segunda reserva de gas más importante del mundo.

Garibitti, actual directora de la Fundación Encuentro, expresó, “Estamos ante una situación de emergencia, hasta el propio gobierno la declaró. Sumado a que la industria utilizó sólo 55 % de su capacidad instalada, el gobierno ahora les está cortando el suministro de gas”. “Esta medida del gobierno ocurre con tarifas más caras y encima con posibles cortes en el invierno”, remarcó.

“Nosotros el año pasado aseguramos con el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que nuestro pais pueda abastecerse con gas local, gracias a la decisión del ministro Sergio Massa. Este logro se tenía que complementar con plantas compresoras y con la reversión del Gasoducto Norte, pero todas estas obras las frenó el gobierno actual”, manifestó Garibotti.

Al respecto destacó que “Hoy, con el gasoducto se transportan 11 millones de metros cúbicos día pero si las plantas comprensoras de Tratayén, Salliqueló y Mercedes estuviesen en funcionamiento la producción transportada hubiese llegado a 24 millones de metros cúbicos. Las decisiones en energía se tienen que tomar con tiempo, no se puede improvisar porque sino pasan estas cosas”.

La ex Subsecretaria indicó: “El gobierno nacional salió ahora a comprar mas barcos con cargamentos de gas y de combustibles líquidos. Esto genera un costo de 500 millones de dólares cuando terminar las obras del gasoducto significaba un costo mucho más bajo”.

El Gobierno Nacional informó que “se pusieron en marcha medidas necesarias para asegurar el suministro de gas a los usuarios prioritarios, en el marco de la presencia anticipada de bajas temperaturas, que han sido más bajas que las pronosticadas (y más propias del invierno)”.

En este sentido, el Gobierno Nacional dispuso “la aplicación temporal de la interrupción del suministro a algunas estaciones de GNC, previsto en los contratos firmados bajo esa modalidad”.

Al respecto, el ENARGAS instruyó a las licenciatarias y transportistas “a seguir el protocolo que requiere cortar o restringir los suministros interrumpibles para mantener las presiones necesarias en el sistema”, se indicó en un comunicado de la Secretaría de Energía.

Asimismo, la cartera que conduce Eduardo Rodriguez Chirillo, señaló que “se requerirá a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), gran comprador de gas, que haga uso del transporte de gas en la modalidad interrumpible sólo hasta el mínimo técnico necesario para sostener el sistema eléctrico, utilizando combustibles alternativos para sostener la demanda eléctrica”. Además, se adquirirá un mayor volumen de GNL, se indicó.

El gobierno de Javier Milei justificó estas decisiones señalando que “las medidas implementadas se realizan en el marco de la vulnerabilidad del sistema gasífero derivado de su infraestructura insuficiente desde hace décadas por falta de inversión”.

En mayo de 2023 quedó inaugurado el Tramo 1 del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, con capacidad inicial para transportar 11 millones de metros cúbicos día de gas producido en Vaca Muerta. Está pendiente la construcción del segundo tramo proyectado, que el gobierno pretende sea financiado por el sector privado.

También sostiene como motivo “la reducción del suministro desde Bolivia, en base a acuerdos de la gestión anterior”. En rigor ya se sabía que Bolivia reduciría el suministro por la merma de sus reservas, y por ello resultaba clave finalizar a tiempo la reversión del Gasoducto Norte, obra demorada por la Administración Milei.

Complementa la argumentación de la escasez “un consumo excepcionalmente alto de la demanda prioritaria (usuarios residenciales) de gas natural (de 45 MM3/día a 70 MM3/día)”.

El Gobierno Nacional agradeció “la comprensión y colaboración de todos los sectores involucrados mientras continúa trabajando para superar esta situación coyuntural, para minimizar el impacto en las industrias y estaciones de GNC”. Por lo pronto, decidió compras adicionales de GNL para inyectar a la red de gasoductos, y de combustibles líquidos para alimentar las usinas generadoras de electricidad.

La Legislatura de Neuquén sancionó un impuesto provincial al uso del agua que utilizan las hidroeléctricas. La norma habilita al gobernador a establecer un monto que las generadoras deberán abonar por metro cúbico turbinado. La norma plantea un conflicto directo entre la Provincia y la Nación y de no encontrar una solución política, será la Corte quien decida porque tiene competencia originaria sobre la cuestión.

La provincias patagónicas se “durmieron”: vencieron las licitaciones de las hidroeléctricas y vaticinan que quedarán afuera del negocio. Es que la gestión de Javier Milei necesita dólares, por lo que ya proyectan la concesión nuevamente de las hidroeléctricas.

De cara a lo que parece ser el camino que adoptará el PEN, la legislatura de la Provincia de Neuquén aprobó en mayo pasado, en general y por mayoría, una ley que establece el cobro de un canon por el uso y aprovechamiento del agua de los ríos Neuquén y Limay para la generación de energía eléctrica.

Además, el pleno sancionó en particular una serie de leyes, entre ellas la 3.439, que habilita el cobro de peaje en ciertas rutas provinciales.

La ley del canon por el uso del agua contempla la creación de un fondo que recaudará los ingresos en cuestión. El 70% de dicho fondo se destinará a proyectos de generación eléctrica y otras energías, mientras que el 30% restante se distribuirá entre los municipios, que deberán afrontar obras de infraestructura -luz, gas, cloaca y agua- con tales recursos.

Problemas

Los expertos consultados en la materia, coincidierno en que la ley provincial sancionada se superpondría con la Ley 15.336, conocida como la Ley de Energía Eléctrica, marco regulatorio para la generación y el transporte de energía eléctrica en Argentina.

La norma nacional coloca a la regulación del sector eléctrico (generación y transmisión) bajo la jurisdicción del Estado nacional y declara servicio público al transporte y distribución de energía eléctrica.

La Ley 15.336, en su artículo 5º expresa: “La energía de las caídas de agua y de otras fuentes hidráulicas, comprendidos los mares y los lagos, constituye una cosa jurídicamente considerada como distinta del agua y de las tierras que integran dichas fuentes. El derecho de utilizar la energía hidráulica no implica el modificar el uso y fines a que estén destinadas estas aguas y tierras, salvo en la medida estrictamente indispensable que lo requieran la instalación y operación de los correspondientes sistemas de obras de capacitación, conducción y generación, de acuerdo con las disposiciones particulares aplicables en cada caso”

Es decir, las provincias pueden disponer de toda al agua necesaria para el uso humano o riego, objetos principales de su uso.

Por su parte, el Artículo 6º declara“…la jurisdicción nacional la generación de energía eléctrica, cualquiera sea su fuente, su transformación y transmisión, cuando: ….b) Se destinen a servir el comercio de energía eléctrica entre la Capital Federal y una o más provincias o una provincia con otra o con el territorio de Tierra del Fuego, Antártida Argentina e Islas del Atlántico Sur;  d) Se trate de aprovechamiento hidroeléctricos o mareomotores que sea necesario interconectar entre sí o con otros de la misma o distinta fuente, para la racional y económica utilización de todos ellos;  e) En cualquier punto del país integren la Red Nacional de Interconexión”

La ley también declara de utilidad pública y sujetos a expropiación los bienes necesarios para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Esta declaración permite al Estado expropiar bienes privados para cumplir con los objetivos del sector eléctrico.

Esto significa que la generación y el transporte de energía eléctrica están, en gran medida, fuera del control directo de las provincias. La ley buscó uniformar la administración y gestión del sector para asegurar una distribución equitativa y eficiente de la energía eléctrica en todo el país.

Regalías y doble imposición

La provincia recibe en carácter de regalías, el 12% de la energía que despachan las hidroeléctricas al Sistema Interconectado Nacional (SIN), las provincias en cuyos territorios se encuentran las fuentes hidroeléctricas percibirán mensualmente el doce por ciento (12%) del importe que resulte de aplicar a la energía vendida en los centros de consumo, la tarifa correspondiente a su venta en bloque, a modo de compensación por los perjuicios que produce la irrupción en la jurisdicción provincial, la utilización de la fuente de energía que constituyen los ríos y la competencia sobre las centrales hidroeléctricas.

En el caso de que las fuentes hidroeléctricas se encuentren en ríos limítrofes entre provincias, o que atraviesen a más de una de ellas, las regalías se distribuirá equitativa y racionalmente entre ellas.

Por tanto, un impuesto al turbinado del agua, sería una doble imposición sobre el uso de la misma, atentos a que las regalías constituyen transferencias efectuadas por las empresas a las provincias por el uso del agua para producir electricidad.

Concesiones Federales:

Las concesiones para la generación y transporte de energía eléctrica son otorgadas por el Estado nacional, y las empresas concesionarias operan bajo un marco regulatorio nacional. Esto implica que cualquier aspecto relacionado con la tarifa, condiciones de operación y, en muchos casos, los impuestos, están sujetos a normativas federales.

Debido a la centralización y el carácter federal de las concesiones, las provincias tienen limitaciones legales para imponer impuestos o cánones sobre las actividades concesionadas por la nación. La imposición de un impuesto por parte de una provincia sobre una concesión federal puede entrar en conflicto con la normativa nacional y ser considerada inconstitucional.

Solución del conflicto y competencia

Todo indica que será la Corte Suprema de Justicia de la Nación, la que resuelva el potencial conflicto entre Nación y Neuquén, porque tiene competencia originaria para intervenir en conflictos entre la Nación y las provincias.

La Constitución Nacional, en sus artículos 116 y 117, establece que la Corte Suprema puede conocer y decidir en todas las causas que versen sobre puntos regidos por la Constitución y las leyes de la Nación, especialmente en aquellas en las que una provincia sea parte. La Corte ha interpretado consistentemente estos artículos para afirmar su competencia en casos de conflictos entre el Estado nacional y las provincias.

La Corte Suprema tiene la autoridad para resolver disputas sobre la delimitación de competencias entre la Nación y las provincias, la gestión y uso de recursos naturales, como agua y energía, y controversias sobre impuestos y regalías impuestas por las provincias. También interviene en conflictos sobre políticas energéticas y ambientales que afecten a las provincias, asegurando que estas disputas se resuelvan de manera justa y coherente con la Constitución.

Se desconocen los pasos a seguir por la Provincia del Neuquén. Podria tratarse de un impuesto que no se aplica a las actuales concesiones y/o extensiones de las concesiones, sino más bien a la espera de las nuevas.

En este caso, habrá que esperar a los hechos y esperar también alguna solución política.

Las provincias patagónicas eran conscientes del vencimiento de las concesiones pero se “durmieron” y pretendieron forzar una solución política cuando ya era un poco tarde.

La gestión Milei, ávida de dólares no parece permeable a una solicitud de participación provincial que permita los ingresos de Neuquén, sino más bien una re licitación de las operaciones en búsqueda de dinero fresco.

Los despachos de gas ruso a la Unión Europea (UE) aumentaron un 2,3% en marzo, hasta 1.140 millones de euros, de los cuales 602,6 millones correspondieron a combustible por gasoducto y 539 millones a gas natural licuado (GNL).

Italia fue el país que más incrementó sus compras durante el mes, en 2,6 veces, hasta los 238,5 millones de euros. Esta cifra fue la más alta desde febrero de 2023, cuando el Estado europeo adquirió a Rusia gas por un valor de 282 millones de euros. Como resultado, Italia se convirtió en el principal comprador de combustible ruso en marzo.

España multiplicó por 1,7 sus importaciones, hasta alcanzar los 196 millones de euros y ocupar el segundo lugar. Hungría completó los tres primeros puestos en cuanto a compras, con 174 millones de euros frente a los 210 millones del mes anterior. Bélgica también aumentó sus adquisiciones de gas un 36%, hasta 125 millones de euros. Grecia registró un ligero incremento, del 8%, hasta 120 millones de euros.

Las importaciones de GNL ruso a Europa han aumentado tras las restricciones impuestas por la UE a los recursos energéticos rusos. Sin embargo, el Consejo de la UE y el Parlamento Europeo alcanzaron el 8 de diciembre de 2023 un acuerdo político preliminar sobre la regulación del gas que incluye una cláusula de seguridad energética que permite a los Estados miembros restringir a escala nacional las importaciones por gasoductos y de GNL ruso.

Se lanzó recientemente Demsa 500, un agente encapsulador que representa un hito en la evolución de los sistemas de extinción de incendios. Este innovador producto está diseñado para combatir de manera efectiva incendios de Clase A, B, D, K y, en particular, aquellos causados por la exponencial ignición de las baterías de iones de litio, cada vez más recurrentes en todas las industrias, debido al incremento y al uso intensivo de estos dispositivos.

El Demsa 500 disminuye drásticamente la tensión superficial del agua, facilitando una penetración en los materiales incendiados y logra una saturación más completa de las superficies con humedad, transformando el agua en un medio extintor de mayor potencia y eficacia.

Incorpora un proceso exclusivo de encapsulación por micelas, estas estructuras globulares, compuestas por moléculas tensioactivas, poseen la habilidad única de absorber energía térmica, enfriando con rapidez el área afectada y acelerando el proceso de extinción del fuego.

A diferencia de otros productos, Demsa 500 interviene simultáneamente en tres elementos fundamentales del fuego: la fuente de calor, el combustible y la reacción en cadena. Esta acción integrada permite al Demsa 500 extinguir incendios con una rapidez sin precedentes, neutralizando la reacción química y por consiguiente las llamas.Sin compuestos fluorados, no corrosivo y totalmente biodegradable, preserva la integridad del medioambiente.

Demsa 500 es la opción inteligente para la prevención y control de incendios mediante estructuras fijas o extintores portátiles, brindando una solución efectiva y segura para una amplia variedad de aplicaciones.

Invitamos a todos los interesados para que se pongan en contacto con nosotros al 03489 495000/99 o por mail a: comercial@demsa.com.ar para descubrir más sobre este revolucionario producto.

El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó que todas las generadoras de electricidad y productoras de gas natural aceptaron la propuesta que el gobierno les realizó hace un par de semanas para saldar, con un bono con vencimiento en 2038, la deuda que Cammesa mantiene por unos U$S 600 millones por la compra de energía de diciembre y enero últimos. Dicha propuesta se completa con el pago en efectivo de la deuda correspondiente a febrero.

Hace dos semanas las cámaras que nuclean a estas empresas emitieron sendos comunicados rechazando la propuesta gubernamental, pero luego las empresas tuvieron un plazo con vencimiento al jueves 23/5 para responder de manera individual a Economía.

Con el correr de los días, algunas resistieron menos y otras más, pero tras conversaciones con Economía y la Secretaría de Energía, sobre temas diversos del sector, todas terminaron aceptando.

“100% de adhesión a la propuesta de cancelación de deuda de Cammesa correspondiente a las facturas de diciembre y enero. Cabe resaltar la buena predisposición de los empresarios del sector que, entendiendo la situación heredada, adhirieron a la propuesta. El sector energético, que ya mostró un superávit comercial de 2.400 millones de dólares en el primer cuatrimestre del año, tiene un enorme potencial en nuestro país, con un superávit proyectado de 25 mil millones de dólares para el 2030″, publicó Caputo en su cuenta de X.

YPF y CGC finalizaron los trabajos de estimulación hidráulica en el primer pozo exploratorio no convencional con objetivo Palermo Aike, en la provincia de Santa Cruz, y se espera que durante este año se pueda conocer la productividad de la formación, comunicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

YPF es la operadora e integra una asociación al 50 por ciento en este proyecto con CGC, que tiene el dominio minero del bloque.

En caso de obtener resultados positivos, ambas compañías avanzarán con el desarrollo de una parte del área, invirtiendo en pozos adicionales exploratorios e instalaciones asociadas, indicó YPF.

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

Sobre Palermo Aike

Con 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la Cuenca Austral, Palermo Aike es la segunda formación no convencional en importancia a explorar luego de Vaca Muerta, y se estima que podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo.
Por sus condiciones geológicas, Palermo Aike es el yacimiento más parecido a Vaca Muerta dada su extensión espacial, la profundidad del objetivo (3.000 y 3.500 m), origen marino, y potencial hidrocarburífero.

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

YPF retomó en los últimos diez años su presencia en la Cuenca Austral. “Empezamos con un bloque exploratorio con CGC, y ahora tenemos tres bloques propios en la zona”, describió la vicepresidenta de Exploración de la Compañía, Fernanda Raggio, entrevistada por El Cronista.

De acuerdo con los estudios técnicos previos realizados Palermo Aike ranqueaba como segunda cuenca de shale del país después de Vaca Muerta, y por eso se encaró este proyecto, agregó.

El bloque en exploración se ubica a unos 100 kilometros al este de El Calafate. En los próximos meses se evaluará para determinar la productividad del pozo, y si se llega a la conclusión de que es rentable la explotación del recurso hay que encarar el desarrollo masivo del campo, lo que implica mas perforaciones para delimitar la zona en la que se operará, todo lo cual demandará varios años de trabajo y fuertes inversiones.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas, solicitadas por CAMMESA:

. La habitual subasta mensual, ahora para el abastecimiento interrumpible de gas natural a generadoras en junio 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general.

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

En la primera de estas subastas se recibieron 8 ofertas por un volumen total de 3.900.000 metros cúbicos diarios, a Precios Promedio Ponderados de U$S 3,15 por Millón de BTU en el caso del gas PIST, y de U$S 3,46 el MBTU por el gas puesto en el GBA (en este caso los precios oscilaron entre 3,06 y 3,69 dólares el MBTU) .

Las ofertas fueron de productores en Neuquén, Noroeste, Tierra del Fuego, Santa Cruz y Chubut.

En la segunda subasta se registraron 12 ofertas por un volumen total de 18.700.000 M3/Día, a un precio promedio ponderado de U$S 4,35 el MBTU. Los precios oscilaron desde U$S 4,11 hasta U$S 4,57 el MBTU.

Las ofertas llegaron desde Neuquén (7) por un volumen de 9,5 MMm3/día, Tierra del Fuego (3) por un volúmen de 6 MMm3/día, Santa Cruz (1) por 1,2 MMm3/día, y Chubut (1) por 2,0 MMm3/día.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) nombró a Martín Federico Brandi como nuevo presidente de la entidad.

En el marco de la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2023-2024, el actual CEO en PCR fue elegido por unanimidad por los miembros de la CEA. Lo acompañará en la Vicepresidencia 1º Bernardo Andrews, CEO de Genneia y anterior presidente de la Cámara, y en la 2º Vicepresidencia, Ruben Omar Lopez, Director de Energías Renovables en Central Puerto.

La designación se realizó durante la Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario, y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2023.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Jorge Ravlich, Gerente de Planeamiento y Desarrollo de Negocios Eléctricos y Renovables en YPF LUZ, como Secretario, y a Sebastián Roberto Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero.

El nuevo Presidente, Martín Federico Brandi expresó: “Me siento honrado y entusiasmado de asumir la Presidencia de la CEA”. También remarcó “es fundamental implementar acciones tanto a nivel global como local para impulsar el sector renovable y capturar oportunidades de crecimiento”.

“La inversión en infraestructura eléctrica es crucial para toda la economía, no solo para las renovables. En Argentina, existe una alta correlación entre el crecimiento de la demanda de energía eléctrica y el crecimiento económico. La falta de infraestructura eléctrica compromete la seguridad del abastecimiento y pone trabas al crecimiento económico”, añadió.

De esta manera, la CEA seguirá trabajando como lo ha venido haciendo para fomentar las oportunidades de crecimiento económico e impulsar el crecimiento de la matriz energética renovable en el país.

Los gobiernos deben aumentar sus esfuerzos para conseguir duplicar la tasa de progreso anual en eficiencia energética hasta superar el 4 %, recomendó la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su novena Conferencia Mundial sobre la Eficiencia Enérgica, celebrada esta semana en Nairobi.

“A pesar de la ambición demostrada en la (cumbre del clima de Dubái) COP28 y de los buenos avances en muchos países y regiones, todavía no estamos viendo el progreso necesario a nivel global en materia de eficiencia energética”, dijo en un comunicado el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol.

Así, los análisis de la organización revelan que para lograr ese objetivo marcado a finales del año pasado en la conferencia climática -duplicar la tasa de un 2 % anual de progresos en eficiencia climática-, “los gobiernos deben acelerar la acción y el sector privado también debe desempeñar su papel”, destacó Birol.

Más de 500 participantes de unos 70 países (incluidos 27 africanos) acudieron a la conferencia celebrada en la capital keniana entre el martes y el miércoles para abordar ese desafío global, siendo la primera vez que el encuentro se celebraba en África.

Aunque las investigaciones demuestran que el aumento de la eficiencia energética es clave para limitar el calentamiento global por debajo de 1,5 grados (respecto a los niveles preindustriales), los datos recogidos por la AIE revelan que la tasa anual de progreso en ese ámbito se redujo en 2023 del citado 2 % a poco más de un 1 %.

Según la organización, la mejora se ha visto frenada por diferentes factores, incluyendo los niveles récord de calor, que hicieron aumentar la demanda de aire acondicionado en las zonas más cálidas.

En este sentido, el ministro keniano de Energía y Petróleo, Davis Chirchir, que copresidió junto con Birol la reunión, destacó que “Kenia está trabajando duro hacia el objetivo de duplicación como parte de sus esfuerzos para alcanzar el acceso universal a la electricidad para 2030”.

No solo Kenia, sino también otros países como Ghana o Ruanda están en camino de lograr esa meta, subrayó la AIE, en un continente donde 600 millones de personas, el 43 % de la población, aún no tiene acceso a la electricidad.

África, además, acoge a la mitad de las más de 2.000 millones de personas que deben cocinar en todo el mundo con carbón, madera, estiércol de animales o desechos agrícolas, lo que les obliga a inhalar humos y vapores que dañan su salud y que, de hecho, matan cada año en este continente a 500.000 mujeres y jóvenes.

Para poner remedio a esta crisis y acelerar las soluciones, la AIE publicó durante la conferencia una nueva lista de herramientas y políticas que pueden servir como guía a los gobiernos, mientras empresas de todo el mundo elaboraron por su lado un plan de acción para impulsar su colaboración con el sector público.

Según la organización, aumentar la eficiencia energética no solo puede contribuir a reducir las emisiones de gases invernadero que calientan el planeta, sino que alcanzar el objetivo marcado en la COP28 crearía hasta 4,5 millones nuevos empleos en el sector.

Además, reduciría hasta un tercio los gastos energéticos de los consumidores en economías avanzadas y permitiría “grandes ahorros” en los países con economías emergentes.

La demanda de energía eléctrica registró en abril último un descenso promedio de -0,4 % en comparación con el mismo mes del año pasado y alcanzó los 10.000,2 GWh a nivel nacional, en tanto que las distribuidoras que operan en Capital y GBA tuvieron una caída de -1,2 %, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.

En todo el país descendieron, en promedio, los consumos comerciales e industriales, mientras que los residenciales aumentaron, sin compensar la caída general. En el primer cuatrimestre del año el descenso de la demanda de electricidad acumula -3,3 por ciento interanual.

LOS DATOS DE ABRIL

En abril de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 10.000,2 GWh; mientras que en abril del año 2023 había sido de 10.042,9 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -0,4 por ciento.

En marzo, se registró una baja intermensual de -16,3 % respecto del mismo mes del 2023, cuando alcanzó los 11.948,9 GWh. Además, se demandó una potencia máxima de 19.122 MW (29/4), lejos del récord histórico de 29.653 MW registrado en febrero de este año.

La demanda residencial de marzo representó el 42 % del total país, con una suba de 5,9 % respecto al mismo mes del año pasado.

En tanto, la demanda comercial descendió -3,9 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó otro 29 %, con una caída en el mes del orden del -5,6 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido abril de 2024): 9 meses de baja (mayo de 2023, -7,8 %; 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 3 meses de suba (septiembre de 2023, el 6,3 %; octubre de 2023, 2,3 %; y febrero de 2024, el 7,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja del -3,1 por ciento.

Los registros muestran que el consumo de energía eléctrica en mayo de 2023 llegó a los 10.815,3 GWh; en junio, 12.069,7 GWh; julio, 12.471,8 GWh; agosto, 11.756,02 GWh; septiembre, 10.962,2 GWh; octubre, 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; diciembre de 2023, 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero, 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; y, en abril de 2024 alcanzó los 10.000,2 GWh.

En cuanto al consumo por provincia, en abril fueron 18 las provincias y/o empresas que registraron descensos: Santa Fe y La Rioja (-5 %), La Pampa y Santa Cruz (-4 %), Catamarca, Córdoba y San Luis (- 3 %), EDES y Santiago del Estero (-2 %), Entre Ríos, Chubut, EDELAP, Jujuy, Mendoza, EDEN y EDEA (-1 %), entre otros.

Por su parte, 9 provincias presentaron un ascenso en el consumo: Formosa (28 %), Chaco (16 %), Corrientes y Misiones (13 %), Salta (4 %), Río Negro y San Juan (2 %), Tucumán y Neuquén (1 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, cuya demanda representó el 30 % del consumo total país, anotaron un descenso conjunto de -1,2 por ciento i.a.. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -1,5 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -0,8 %. En el resto del país subió en promedio el 1 por ciento.

TEMPERATURAS

Observando las temperaturas, el mes de abril de 2024 fue menos caluroso en comparación con abril de 2023. La temperatura media fue de 18.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 19.2 °C, y la histórica es de 17.9 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica fueron las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En abril, la generación hidráulica se ubicó en los 2.289 GWh contra 2.285 GWh en el mismo período del año pasado, lo que representa una variación negativa de -0,2 %. Por su parte, la potencia instalada es de 43.965 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 38 % a renovables.

El despacho térmico fue mayor, aunque el consumo de combustible terminó siendo algo inferior si se compara mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos, se produjo una baja y, en el gas natural, tuvo un consumo similar.

Así, en abril siguió liderando ampliamente la generación térmica, con un aporte de producción de 49,80 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 21,77 % de la demanda, las nucleares proveyeron 10,60 % y las generadoras de fuentes alternativas el 17,65 % del total.

La importación de energía eléctrica representó el 0,17 % de la demanda total del mes, indicó el informe.

La distribuidora domiciliaria de gas natural por redes MetroGAS informó que en un año se triplicaron los casos detectados de conexiones clandestinas al suministro, alcanzando éstas un nuevo récord, y alertó por el riesgo de éstas prácticas.

Los datos surgen de los registros de MetroGAS en la Ciudad de Buenos Aires y en el Conurbano; en 2023 se descubrieron 1.599 instalaciones irregulares, mientras que el año anterior habían sido 544; desde la empresa advierten por el peligro de explosiones, incendios y graves daños que pueden ocasionar éstas conexiones.

“El número de casos viene aumentando en los últimos años y en la mayoría de ellos incluyen medidores alterados, que reducen los valores del gas consumido para disminuir la tarifa final; pero también refieren a trabajos de modificación y manipulación de cañerías para multiplicar las salidas de gas, habilitando de esta forma a más de un domicilio”, explicaron desde MetroGAS.

De acuerdo con los registros de la empresa, la cantidad de instalaciones ilegales halladas en 2023 totalizaron 1.599 conexiones clandestinas. De este total, 390 casos corresponden a CABA y 1.209 a la provincia de Buenos Aires, donde se estan realizando también una mayor cantidad de operativos del área de Fiscalización y Control de la Compañía.

Esta cifra es un salto abrupto respecto de los años previos. En 2022 se habían detectado un total de 544 conexiones clandestinas; en 2021, fueron 636, y en 2019, el total quedó en 424.

“El principal riesgo de una conexión clandestina es la explosión que puede generarse a partir de un escape de gas natural. Otros riesgos pueden ser un incendio o una intoxicación por monóxido de carbono”, advitió la Compañía, que brinda servicio a más de dos millones de usuarios.

Al borde de la tragedia

“Este tipo de conexiones es un riesgo enorme para los involucrados, no solo para las personas que habitan en la locación sino también para el resto de la comunidad. Habilitar una instalación sin las medidas de seguridad correspondientes puede derivar en una verdadera catástrofe”, sostuvo Diego Siri, director de Operaciones de MetroGAS.

En julio de 2023 se produjo una explosión en un departamento ubicado en el barrio de Chacarita (CABA). Los mayores daños fueron roturas de vidrios en la ventana balcón del living, en el baño, roturas en un tabique de durlock y desprendimiento de mamposterías.

La causa de la explosión fue una acumulación de gas dentro del pleno que contiene el recorrido de las cañerías internas de todas las unidades del edificio. Al inspeccionar el lugar, personal calificado de MetroGAS detectó un total de 32 conexiones clandestinas, las cuales les daban gas a las cocinas en los departamentos.

“El del edificio de Chacarita es uno de los casos en las que una conexión clandestina de gas podría haber sido fatal. Luego de la explosión, hubo que evacuar a más de 50 habitantes del domicilio”, explicaron desde la Distribuidora.

Poco antes, en marzo, hubo un incendio en un hostel de San Telmo. El fuego se inició en la cocina y pudo ser sofocado con matafuegos por los ocupantes. En el lugar, los bomberos detectaron que el nicho de gas estaba vacío, no había medidor y el suministro de las 45 unidades del complejo se hacía por una conexión directa realizada en forma antirreglamentaria.

En noviembre del año pasado, en tanto, MetroGAS detectó en una empresa ubicada en la localidad bonaerense de Avellaneda, una conexión clandestina que permitía el ingreso de gas natural al domicilio sin ser medido y sin tener una instalación interna aprobada por la distribuidora. Al realizar la inspección se encontró una caldera de gran porte encendida que era abastecida por esa conexión clandestina. En la vía pública, en tanto, se halló una derivación perpendicular al caño mayor de MetroGAS que ingresaba a la propiedad y permitía el paso de gas natural sin ser medido.

También en noviembre último se generó otro incendio en una fábrica en Luis Guillón, partido de Esteban Echeverría. Luego que los bomberos controlaran el siniestro la cuadrilla de MetroGAS encontró una conexión directa de gas, en la que se produjo un escape. Eso fue lo que inició el fuego en un montículo de residuos y las llamas alcanzaron también mediasombras, árboles y parte del exterior de la propiedad.

Se trató de un peligroso caso de reincidencia ya que, aunque la conexión fue clausurada, se sospecha que la fábrica generó una nueva instalación ilegal, por lo que el sector de Fiscalización y Control de la empresa acentuó su trabajo en la zona. El grupo económico dueño de la fábrica tiene ocho antecedentes de conexiones clandestinas. Una de ellas había sido detectada en junio bajo una muralla de piedras que derivó en una denuncia penal, se indicó.

Qué hacer si se descubre una conexión clandestina

En caso de detectar una conexión de gas realizada en forma ilegal dentro de la vivienda en la que se reside o en edificios o comercios vecinos, el primer paso es denunciar la situación ante la distribuidora, para que verifique la legalidad de la instalación.

Para eso, MetroGAS brinda dos pautas básicas que permiten identificar situaciones potencialmente peligrosas:
. Cualquier intervención sobre una instalación de gas natural realizada tanto en el interior de la vivienda como en vía pública llevada a cabo por personas ajenas a MetroGAS, a su personal contratista o instaladores matriculados.
. Cualquier instalación de gas natural que no cuente con un medidor de MetroGAS.

El gasista matriculado es el profesional identificado y autorizado, con conocimientos teóricos-prácticos para diagnosticar, verificar y reparar la instalación interna y los artefactos. En www.metrogas.com.ar se encuentra disponible el listado de gasistas matriculados habilitados por la distribuidora.

“Para MetroGAS priorizar la seguridad es el eje de sus acciones, y por eso redobla sus esfuerzos año tras año para concientizar sobre las instalaciones de gas. La revisión anual de los artefactos realizada por un gasista matriculado resulta clave”, concluyó Siri.

Desde el viernes 17/05, ENARSA ofrece al mercado interno gas natural con precios inferiores a los que había fijado para las operaciones con distribuidoras hasta el día anterior.

En las Rondas SPOT del MEGSA en las que ofrezca gas proveniente de Neuquén vía el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) el precio es el precio PIST de los cuadros tarifarios fijados por el ENARGAS más 0,9471USD/MMBTU si la distribuidora lo toma en Salliqueló, y 0,9930 USD/MMBTU si lo hace en Cardales.

En las Rondas SPOT de MEGSA en las que ofrezca gas producto de la regasificación de GNL en Escobar el precio será el precio PIST de los cuadros tarifarios fijados por el ENARGAS más 2,19 USD/MMBTU.

A partir de esta novedad varias distribuidoras comenzaron a comprar en las Rondas GPNK.

“Estamos bien desde el punto de vista fiscal, y por eso podíamos darnos el lujo de darle un respiro a la clase media, además de contribuir al proceso de desinflación”, afirmó el ministro de Economía, Luis Caputo, en referencia a la decisión del gobierno de postergar los nuevos aumentos en las tarifas del gas y la electricidad que estaban previstos para mayo.

Los nuevos cuadros tarifarios fueron elaborados por los técnicos del Enargas y el Enre. Están listos desde hace varias semanas e implican subas importantes en el precio -en dólares- del gas PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), y -en pesos- del PEST Precio Estacional de la Energía Eléctrica.

La secuencia de incrementos activada en febrero por la Secretaría de Energía implicaba actualizaciones tarifarias en tres etapas: Una hasta finales de abril, otra desde mayo y hasta setiembre, y la tercera en el último trimestre del año. Ahora sería aplicada en junio, mientras se supone se avanza con la RTI (Revisión Tarifaria Integral), con posible vigencia a partir del arranque del 2025.

Estas subas tarifarias también comprenden a los componentes del transporte (VAT) y de la distribución (VAD) domiciliaria de estos servicios, pero será con actualizaciones mensuales.

En una conferencia que dió en una reunión organizada por el IAEF, Caputo explicó que “en lo que es tarifas (los usuarios) están calificados como N1, N2 y N3 y comercios”.”Nosotros habíamos actualizado (las facturas por el consumo de los) N1 que son los de altos ingresos, y comercios. N2 y N3 por ley no podíamos hacerlo más de lo que habíamos hecho. No queríamos volver a actualizar N1 y comercios sin tocar los N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios) que están pagando un 5 % de la tarifa”.

La descripción revela que los ajustes se producirán más notablemente en los consumidores medios, por efecto de la reducción de los subsidios a este tipo de usuarios.

El Ministro sostuvo que “La inflación del 8,8% (en abril) confirma que estamos por el camino correcto. El objetivo es destrozar la inflación. Confirmar que los resultados convalidan lo que estás haciendo es necesario, tenemos que ganar credibilidad”.

YPF comenzó la construcción de los primeros 130 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra estratégica para el sector y para el país que permitirá incrementar la producción no convencional de petróleo y creará una plataforma exportadora de energía.

Este primer tramo se extenderá entre las localidades de Añelo, en Neuquén, y Allen, en Río Negro, donde conectará con el sistema de ductos Oldelval. Esto permitirá comenzar a transportar petróleo mientras se espera la culminación del segundo tramo y la terminal de exportación en la zona de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande (Río Negro).

A su vez, esta primera etapa fortalecerá todo el sistema de evacuación de petróleo de la cuenca, aprovechando al máximo la capacidad de transporte hacía las refinerías y hacia el puerto de Bahía Blanca.

La obra comenzó en Loma Campana, bloque operado por YPF en el corazón de Vaca Muerta. Para este primer tramo la inversión rondará los 190 millones de dólares y se generarán 500 puestos de trabajo durante el pico de las tareas. Para la construcción se demandarán más de 10 mil caños de 20 y 30 pulgadas.

En su capacidad operativa máxima este ducto permitirá transportar el equivalente a 390 mil barriles diarios incrementando en 70 % la posibilidad de evacuación de petróleo de la Cuenca Neuquina y duplicando la capacidad actual de la zona núcleo de Vaca Muerta.

Segunda etapa y terminal

La segunda etapa y la terminal de exportación, que completarán el proyecto, están en desarrollo y con alto grado de avance. Implicarán una inversión de más de 2.000 millones de dólares que YPF afrontará en conjunto con otras compañías que ya mostraron interés en el proyecto.

Cuando esté completado, el proyecto Vaca Muerta Sur permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año convirtiendo a Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportando divisas y trabajo al país.

Además del oleoducto el proyecto contempla la construcción de la playa de tanques más grande de Argentina y dos monoboyas flotantes que se ubicarán a 6 kilómetros de la costa.

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, sostuvo que “el Presidente Javier Milei vino a quitar al Estado del rol de intermediario en el mercado eléctrico, dándole mayor libertad y responsabilidad a la oferta y la demanda”.

En una presentación ante Senadores, durante otra jornada de análisis del contenido del proyecto de Ley Bases, el funcionario explicó que con esta Ley “los generadores podrán hacer contratos con distribuidores, sin la intervención de CAMMESA”.

“Las responsabilidades pasan a ser de la oferta y la demanda. CAMMESA deja de hacer contratos con los generadores. Los generadores van a hacer contratos con los distribuidores. Los distribuidores ya tienen la capacidad económica, a través de la tarifa, para pagar los contratos suficientes a los generadores”, describió.

“Y CAMMESA volverá a ser una empresa de despacho y liquidacion de las transacciones y la seguridad del sistema”, remarcó.

TGN publicó este mes su 24° Reporte de Sustentabilidad, en el que resume los objetivos, logros y desafíos de su gestión durante 2023 y reafirma su compromiso con los diez principios del Pacto Global de Naciones Unidas.

El reporte toma en consideración las materias fundamentales del servicio de transporte de gas, su rol en la cadena de suministro y las estrategias de abordaje para contribuir con la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible. La información se basa en los Estándares GRI 2 y GRI 11. Los indicadores y protocolos aplicados guardan relación con las operaciones que desarrolla.

“En el contexto global y en respuesta a los desafíos del mercado local y regional, TGN hace esfuerzos por adoptar prácticas que minimicen los impactos ambientales, contribuyan al desarrollo de las comunidades y fortalezcan la sostenibilidad del suministro energético”, expresó Daniel Ridelener, Director General de TGN, la operadora regional de gasoductos más extensa del país.

En este sentido, la compañía comunicó que en 2023 se realizaron obras que permitieron cambiar la configuración de las plantas compresoras Tío Pujio y Leones, modificando así el sentido de un tramo del Gasoducto Norte (entre el sur de Santa Fe y el centro de la provincia de Córdoba) para incrementar la capacidad de transporte del fluido en un 40% y lograr el abastecimiento a industrias, centrales de generación de energía eléctricay hogares de esa región.

Asimismo, para asegurar la prestación del servicio de transporte de gas natural el Programa de Gerenciamiento de Integridad (PGI) realizó reemplazos de revestimientos y pruebas hidráulicas en cañerías además de obras de readecuación en cruces de ríos como el Vipos (Tucumán) y el Lavayén (Jujuy) y en el arroyo Balbuena (Salta). Como complemento, su Plan de Prevención de Daños generó a nivel país casi 1.000 visitas puerta a puerta, atendió más de 250 solicitudes de interferencias y brindó talleres y charlas a 120 entidades.

“Durante este año, utilizando criterios ESG (Environmental, Social, and Governance),TGN llevó adelante una revisión de sus principales políticas, del análisis de riesgo basado en la doble materialidad, con el propósito de eficientizar sus operaciones y gestión del negocio, contribuyendo con un triple impacto positivo que impulse la transición energética justa”, añadió Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos, destacando la adopción del enfoque también en el proceso de elaboración del Reporte.

Con foco en la acción climática, los esfuerzos en este período se concentraron en la generación de conocimiento. En este marco, se plantearon objetivos para el estudio y la revisión de procesos internos, que entre otras cuestiones abordó la gestión de emisiones de GEI, la gobernanza de datos, los inventarios y las fuentes de emisión, también se relevaron las instalaciones de compresión, se analizaron los riesgos climáticos y los diagnósticos con resultados de inventarios, en colaboración con dos consultoras especializadas.

TGN registra desde 2020 en forma anual su Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), abarcando los alcances 1 y 2, en base al Protocolo GHG. Las emisiones directas de GEI se originan, principalmente, como consecuencia de los gases de combustión liberados por los equipos de compresión y generación eléctrica para la seguridad de las instalaciones. El total del gas natural transportado en todo el sistema fue de 18.041 MMm3; el total de emisiones GEI: 1.117.043 t CO2eq y las de alcance 1, 1.116.595 t CO2eq.   

En el plano, social se realizaron acciones en 17 provincias, que llegaron a 90 localidades municipales o departamentales. Más de 7.700 participantes, entre estudiantes y docentes participaron de las actividades, en las que contribuyeron 81 voluntarios, todos colaboradores de la compañía.  Con motivo de celebrarse su 30 aniversario, a lo largo del año, se desarrolló el programa 30 años | 30 escuelas que aunó conocimiento, diagnóstico y acción al poner en práctica conceptos como la eficiencia energética en 30 escuelas técnicas, destacando el papel del gas en la transición energética y facilitando la incorporación de dispositivos de energías renovables.

El programa Cadena de Valor transitó su edición 16 y se concretó con la participación de 15 pequeñas empresas provenientes de 6 provincias.

“Las actividades y los procesos reportados, como el impacto positivo de todos los indicadores, es el resultado del esfuerzo coordinado de muchas personas que trabajan en TGN, en distintas áreas y locaciones, todas ellas, comprometidas con la responsabilidad de gestionar”, agradeció Claudio Moreno, Jefe de Responsabilidad Social Empresaria de la compañía.

Ver el Reporte de Sustentabilidad 2023

Oldelval puso en marcha una innovadora Sala del Centro de Control. La nueva instalación funciona como el cerebro de la operación y su función es la monitorización y toma de decisiones de la red de oleoductos de la compañía. El flamante centro de control fue ideado como un espacio de alto rendimiento y de funcionamiento continuo, para el seguimiento y análisis durante las 24 horas al día, los 7 días a la semana, durante todo el año.

Su rol asegura el óptimo funcionamiento de los distintos sistemas de ductos, permitiendo coordinar de forma segura los distintos puntos de carga y descarga de hidrocarburos del sistema. Las decisiones que se toman y las acciones que se definen allí, impactan en el desempeño de toda la red de transporte. Su función es clave para garantizar que las operaciones se lleven a cabo de manera eficaz, efectiva y segura, resguardando la integridad de las personas, las instalaciones y el medio ambiente.

La arquitectura del espacio se diseñó en función de las tareas que se llevan a cabo cotidianamente en el lugar. Por ello, el diseño está centrado en las personas. También se priorizaron aspectos determinantes para la funcionalidad del espacio, como la superficie de la sala, la climatización, la iluminación, accesibilidad y el mantenimiento óptimo.

La Ergonomía y el cuidado de la salud de los operadores fue otro de los pilares del desarrollo del proyecto, razón por la que se definió cumplir con los parámetros de la norma internacional ISO 11.064 “Optimización de la ergonomía de las salas de control”.

Como resultado, la nueva sala de control ostenta un ambiente espacioso concebido como un búnker – donde el acceso es restringido por la relevancia de las operaciones y las decisiones que surgen de ese espacio -, mobiliario adaptable en altura que permite la posibilidad de trabajar sentado o parado, cinco puestos de trabajo con la posibilidad de sumar más personal acompañando el desarrollo de la organización, sonido envolvente e iluminación controlable zonificada.

Espacio Inteligente

El Centro de Control es el núcleo de las operaciones de Oldelval. Esta sofisticada instalación, equipada con la última tecnología, desempeña un papel crucial para garantizar una operación segura, eficiente y respetuosa con el medio ambiente.

Las nuevas instalaciones permiten monitorear en tiempo real cada aspecto de la operación de transporte, desde el bombeo de crudo hasta las más pequeñas variaciones de presión. Mediante sistemas avanzados de adquisición de datos y algoritmos de análisis, los operadores pueden tomar decisiones informadas y responder de manera oportuna ante cualquier eventualidad.

Por otra parte, el Centro de Control desempeña un papel fundamental en el cumplimiento normativo. Con regulaciones cada vez más estrictas en materia de seguridad y medio ambiente, estas instalaciones pueden registrar y reportar datos de forma automática, facilitando las auditorías y demostrando el cumplimiento de las normas vigentes.

A su vez, la nueva estructura mejora la experiencia del cliente, ya que permite monitorear el bombeo y hacer entregas más confiables, con tiempos de espera reducidos y una mayor transparencia en el proceso de transporte.

El Edificio

La nueva instalación cuenta con una amplia sala de control, con un mueble – archivo para planos con opción en formato digital y un espacio para realizar actividad física sin descuidar las actividades de supervisión. Contigua a esta, se encuentra la Sala de Contingencias, la cual está conectada a la Sala de Control a través de paños vidriados con tinte tecnológico, que permite la visualización de las operaciones y de ser necesario el cierre del espacio mediante un Smart Glass, sin interrumpir la operación. Además, posee una gran pantalla de seis metros de largo con información en tiempo real do todo lo que está sucediendo a lo largo del sistema de ductos.

El núcleo de servicios posee dos baños y una kitchenette con ventilación directa al exterior. Por último, se adaptó el espacio en el que funcionaba la antigua área de control para que ahora funcione una sala de ingeniería, la sala de simulación y un local para las UPS (tensión segura para brindar autonomía).

Construcción

El nuevo Centro de Control está ubicado en la sede central de Oldelval, en Cipolletti, Río Negro.

Se realizó una intervención edilicia sobre una superficie construida y en uso de 178 m² que se amplió en 60 m² adicionales.

El espacio fue construido de manera tradicional, o sea, “obra húmeda” con materiales de alta calidad.

Para cumplimentar con todos los requisitos funcionales del diseño arquitectónico del Centro de Control se debió dar intervención a un total de 11 contratistas y más de 20.000 mil horas de trabajo.

La obra inició en mayo del 2023 y culminó en mayo de este año.

A través de la Resolución 78/2024, la Secretaría de Energía prorrogó “el período de transición” desde el 18 de mayo y hasta el 11 de agosto de 2024″, para que las actuales operadoras sigan a cargo de las centrales generadoras hidroeléctricas del Comahue “conforme a lo dispuesto en cada uno de los Contratos de Concesión de las Centrales denominadas HIDROELÉCTRICA ALICURÁ, HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN ARROYITO e HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS”.

Asimismo, Energía prorrogó el período de transición desde el 27 de junio de 2024 y hasta el 29 de diciembre de 2024, de acuerdo con lo dispuesto en el Contrato de Concesión de la Central Hidroeléctrica PIEDRA DEL ÁGUILA.

Las concesiones en manos privadas de estas centrales generadoras datan de 1992, y los contratos respectivos contemplan que puedan seguir siendo operadas por sus concesionarias durante 12 meses adicionales a la fecha del vencimiento, mientras el Estado nacional resuelve cómo será gestionadas a futuro.

La semana pasada, el Jefe de Gabinete, Nicolás Posse, informó en el Senado de la Nación que la Administración Milei tiene decidido volver a concesionar la operación de estas centrales. Y agregó que las provincias que las alojan (Neuquén, Río Negro) “tendrán participación mediante el cobro de regalías asociadas a la remuneración que recibirá el concesionario”.

La R-24 puntualizó para cada una de ellas que “A los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, la concesionaria deberá continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato durante el referido período”.

Asimismo, la S.E. estableció la continuidad de ENERGÍA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (ENARSA) como veedor para todas las centrales referidas, quien actuará con el alcance establecido en cada uno de los Contratos de Concesión”.

La Resolución puntualiza además que “la SECRETARÍA DE ENERGÍA notificará con la debida antelación a las empresas concesionarias, el curso de acción a fin de determinar el cronograma de trabajo para dar cumplimiento efectivo a la transferencia de las referidas Centrales Hidroeléctricas al ESTADO NACIONAL, en su carácter de concedente”.

El Ente Nacional Regulador del Gas oficializó, a través de la publicación de la resolución 224/2024, la postergación de la entrada en vigencia de nuevos aumentos para las tarifas del suministro de gas natural que, en principio, iban a regir desde el mes en curso.

El interventor del Enargas, Carlos María Casares, dispuso “mantener inalterados (en mayo) los cuadros tarifarios de transición y de tasas y cargos por servicios vigentes desde el 3 de abril” último.

Asimismo, el Ente notificó a las licenciatarias del servicio público de Transporte y de Distribución de gas y a Redengas S.A. (subdistribuidora) la decisión de postergar tales aumentos.

La Resolución 224 viene a cumplir con una instrucción dada la semana pasada por el ministro de Economía, Luis Caputo, al Secretario de Energía, Eduardo Chirillo. En Enargas ya habían elaborado los nuevos cuadros tarifarios que contemplan un aumento en el precio (en dólares) del gas PIST (Puesto en el ingreso al sistema de transporte), y también subas (en pesos) en los componentes tarifarios por Transporte y por Distribución domiciliaria de este insumo.

En los considerandos de la R-224 se hace referencia al motivo de esta postergación describiendo que tiene por objeto “consolidar el proceso de desinflación llevado a cabo por el Gobierno, verificado a la fecha”, por lo cual “resulta razonable y prudente postergar en el mes de mayo la aplicación efectiva de las actualizaciones dispuestas en las resoluciones de los Entes”, en alusión también al de la electricidad, ENRE, y al aumento del PEST (Precio estacional de la energía eléctrica).

La R-224 hace referencia a que el Ministro de Economía adoptó la decisión “en el marco de las facultades que le fueran conferidas por el DNU 55/2023″ (Emergencia del sector energético), y señala que debían proceder “exclusivamente a la postergación en el mes de mayo de la aplicación de las actualizaciones”, para los consumos de dicho mes.

Se trata de actualizaciones “transitorias” previstas por la Secretaría de Energía mientras se avanza con la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que se supone estará concluída a fin de año.

También se prevé activar que los nuevos precios para el Transporte y para la Distribución de gas y electricidad tengan una actualización mensual de sus montos. Energía tiene previsto continuar con una eliminación y/o reducción de los subsidios estatales a los usuarios residenciales de estos servicios.

La semana pasada trascendió que el gobierno estaría considerando mantener sin cambios, al menos las actuales tarifas del gas, durante el invierno, meses de alta demanda por razones estacionales.

“No tomamos ninguna determinación todavía, pero puede ocurrir”, respondió el vocero presidencial, Manuel Adorni, ante una consulta periodística referida a tal posibilidad”.

La definición del Cuando se relaciona con la evaluación económica del impacto inflacionario de estos ajustes, y con la evolución que registra la reducción del déficit fiscal, temas prioritarios para la Administración Milei.

En Casa Rosada, Adorni señaló que como hay superávit, el Gobierno cuenta con más holgura para permitirse estirar la entrada en vigencia del aumento de tarifas.

El Vocero sostuvo que “el recorte del gasto público de shock que hicimos para equilibrar las cuentas tuvo resultados más veloces de lo esperado”. “Cuando tenés superávit fiscal podés dosificar como debe recaer el peso (del ajuste) en determinados sectores de la sociedad y no ponerles una espada en el cuello”, graficó.

 De cara a la votación de la Ley Bases la industria electrónica nacional propone cambios en diversos aspectos impositivos, aduaneros y laborales. Uno de ellos, y el que actualmente genera controversia en el ámbito industrial es la ejecución del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) que le concede grandes beneficios a empresas extranjeras que invierten más de 200 millones de dólares en el país.

La Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas y Luminotécnicas (CADIEEL), plantea que se igualen las condiciones para que la industria nacional, que cumple con los más altos estándares internacionales, pueda competir. En este contexto, el presidente de CADIEEL, José Tamborenea expresó: “Estas medidas atentan contra la competitividad y la igualdad de condiciones para participar en los mercados”.

La industria nacional devuelve al Estado la contribución de impuestos directa e indirectamente, ya sea por la generación del empleo calificado a nivel local, el consumo interno que promueve y, por lo tanto, el crecimiento económico del país, señaló.

“Es importante fomentar la apertura de los mercados, no sólo para la empresa exportadora sino también para la importadora, pero esto sólo puede darse equiparando las condiciones de juego. El gran importador se ve beneficiado y el productor argentino pierde competitividad, generándose la baja del consumo interno, pérdidas en el poder adquisitivo, y desempleo, sin contrapartida en recaudación”, añadió en una exposición que formuló ante el Senado de la Nación.

Acerca de los puntos que el RIGI desea implementar, desde la Cámara se acompaña al pedido de la industria que propone modificaciones para que esta política de Estado no impacte de manera agresiva a la industria nacional.

Entre ellos: desestimar la importación de bienes de capitales usados y el flujo de ingreso de bienes, insumos, partes y piezas con beneficios durante los 30 años que establece el régimen; establecer un piso mínimo y metas progresivas de integración local de los bienes y servicios importados, incluyendo a su vez el desarrollo local de actividades de Investigación y Desarrollo (I+D) para el cumplimiento.

Esto va de la mano con que en un país donde se importa sin impulsar la industria nacional a partir del desarrollo de maquinarías y tecnologías que le permitan competir con los insumos importados, se dificulta el crecimiento de la industria nacional y, en consecuencia, de los habitantes que se pueden ver beneficiados con el ciclo productivo económico que generan.

Desde CADIEEL el pedido es que se equilibre el campo de juego: o a las empresas alcanzadas por el RIGI se le aplican las mismas condiciones impositivos o a las empresas nacionales se les generan esas condiciones que el régimen busca aplicar, se puntualizó.

_Legisladores nacionales firmaron un Proyecto de Resolución que cita al Secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, ante la Cámara de Diputados, para que informe “sobre la situación económico financiera del mercado eléctrico, y la política regulatoria que se pretende aplicar al sector, inmerso en un clima de incertidumbre ante la renegociación que impulsa el Gobierno de la deuda acumulada por Cammesa durante el primer cuatrimestre del año”.

La solicitud es encabeza por la diputada Micaela Morán y acompañada por casi cuarenta legisladores de Unión por la Patria (primera minoría de la Cámara de Diputados). Señala que “surgen interrogantes de índole legal, económico y político-regulatorio cuya clarificación requiere de la exposición del Señor Secretario ante los miembros de esta Cámara”. Y agrega que “la Secretaría de Energía parece querer desmantelar el esquema existente de flujos financieros que solventa el sistema energético sin haber edificado o siquiera propuesto una alternativa que garantice la continuidad del mismo sobre parámetros sostenibles”.

Un comunicado de los legisladores describió que “Energía decidió no realizar las transferencias necesarias para pagar la generación de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A fines de abril, distintas empresas generadoras de electricidad comenzaron a comunicar a la Comisión Nacional de Valores (CNV) las deudas que CAMMESA mantiene con ellas”.

El proyecto señala que “mediante la Resolución SE 58/2024, el gobierno propone lo que podría tranquilamente denominarse un “Plan Bonex” para la Energía, esto es, el pago aparentemente compulsivo de las deudas con títulos públicos –BONO U$S 2038-” por 600 millones de dólares.

Tanto las generadoras agrupadas en la Asociación de Generadores (AGEERA) como la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) han rechazado públicamente la propuesta, señalando una potencial afectación de derechos contractuales que podría comprometer la responsabilidad del Estado”.

“Solicitamos la presencia ante las comisiones pertinentes de esta H. Cámara, del Secretario de Energía de la Nación, para que detalle las medidas de política energética para con el mercado eléctrico mayorista”, concluye la citación.

En el marco del tratamiento parlamentario de la denominada “Ley de Bases” en el Honorable Senado de la Nación, quienes conformamos el Observatorio para el Desarrollo Industrial del Petróleo y el Gas Argentino -GAPP, ADIMRA,CAPIPE, CAFMEI, CIPIBIC, CIMCC, el Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba, el Clúster deEnergía de Mar del Plata, CAFAS y CYTACERO- vemos con gran preocupación la posible sanción
de la ley de referencia.

Como representantes de gran parte de la producción nacional de bienes y servicios derivados para la industria del Oil & Gas, compuesto a nivel nacional por un núcleo de 1.500 empresas, mayormente PyMEs abocadas a la industria y generadoras de 100.000 puestos de trabajo entodo el país, expresamos nuestros argumentos contra laaprobación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Las ventajas que se otorgan a los complejos industriales internacionales para importar bienes de capital usados o nuevos, materiales e insumos sin aranceles asociados tanto en la etapa de la inversión inicial, así como también del flujo productivo durante el período establecido (30 años), afectan gravemente a la industria nacional en general y especialmente las PYMEs, generadoras de miles de empleos altamente calificados. En contraste, los fabricantes nacionales se enfrentarán a una serie de costos adicionales al operar en un entorno desigual ya que deben afrontan costos de importación considerables que generan asimetrías, según lo establecido en el RIGI, de entre el 15 % y el 35 % del valor total de los bienes.

El RIGI no busca preservar la competitividad y fomentar el desarrollo de la industria nacional nipromueve las condiciones necesarias para garantizar competitividad puertas afuera de losestablecimientos productivos, incentivando la producción local.

Como entidades representantes de empresas PyMEs entendemos que el proyecto RIGI atenta contra la actividad, la producción y el empleo de la cadena de valor que se desarrolla a partir de los recursos hidrocarburíferos y otras industrias de proceso. Por estos motivos, aquellos que conformamos el Observatorio hemos elevado los puntos detallados a las autoridades correspondientes para la revisión y reconsideración de este régimen en la “Ley de Bases”, en favor del desarrollo industrial de nuestro país y provincia

La empresa de construcciones y servicios tendrá su stand en la
“Exposición Internacional: San Juan, Factor de Desarrollo de la Minería
Argentina”. El evento se realizará los días 21, 22 y 23 de mayo en el predio
Cepas Sanjuaninas, organizado por Panorama Minero.

Milicic Minería invita a recorrer su stand C-49 C-52, ubicado en el Pabellón 1,
donde expondrá los principales desarrollos de la industria minera en los que ha
contribuido. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán participar en
trivias interactivas y ver videos informativos que detallan las acciones de la
empresa en sus proyectos y comunidades.

“Seremos anfitriones de todos aquellos que quieran visitarnos en nuestro stand
para compartir nuestra visión del desarrollo económico y social de este pujante
sector, desde el espacio que ocupamos en la cadena de valor”, señala Gustavo
Mas, gerente Comercial de Milicic.

“Además de mostrar nuestras tareas en los proyectos y el trabajo que se
realiza en las comunidades, personal de las áreas de Abastecimiento y
Recursos Humanos estarán en el stand para atender solicitudes y consultas
sobre proveedores, compra y mano de obra local”, sostiene Agustín García
Salazar, gerente de Proyectos de Milicic Minería.

Celebrada de forma bienal en la provincia de San Juan, esta exposición oficia
como uno de los puntos de encuentro centrales para la industria. La presencia
de empresas mineras, proveedores, representantes del exterior y actores clave
del ámbito público y privado da la oportunidad de conocer a fondo la actualidad
de una industria con grandes perspectivas.

“La Expo San Juan Minera es una gran oportunidad para entrar en contacto
con actores de la industria en un momento en que la transición energética y los
recursos requeridos para llevarla adelante se ubican en el centro de la escena.
En ese sentido, Argentina cuenta con una posición de privilegio ya que ostenta
varios proyectos de clase mundial, principalmente de cobre y de litio”, agrega
Gustavo Mas.

En la provincia de San Juan, Milicic presta servicios mineros para Barrick en la
mina de cobre Veladero, y recientemente finalizó el desarrollo de una nueva
etapa en el Proyecto Josemaría para DeProMinSa – Lundin Mining. Su primera
experiencia minera en la provincia fue para Minas Argentinas y Mineros S.A.,
en el Proyecto Gualcamayo.

En el mercado del litio, Milicic Minería desarrolla tareas en Proyecto Sal de Oro
en Salta para Posco SAU, en Proyecto Fénix en Catamarca para ArcadiumLithium, y recientemente se ha sumado a Proyecto Rincón en Salta para Río
Tinto. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos
Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires, y en La Calera, provincia
de San Luis.

Acerca de Milicic Minería

Milicic Minería es una empresa sanjuanina, de capitales nacionales, que ha crecido a partir del desarrollo que ha tenido el grupo Milicic en importantes obras de infraestructura para el sector minero argentino.

El objetivo es estar más cerca de los clientes, con personal propio, con equipos en la
zona que permita tener un plantel de personal local estable y trabajar con

proyección a mediano y largo plazo en el desarrollo de proveedores locales acorde con los estándares de los clientes mineros.

Milicic es una empresa argentina de construcción y servicios con 50 años de
experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales
sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000 empleados

y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura

Bajo la consigna “Preparados para ganar”, Raízen, licenciataria de Shell, llevó a cabo una nueva edición de Espacio Shell, el icónico encuentro anual en el que la empresa reúne a toda la red de empresarios y dueños de estaciones de servicio para revisar resultados del ciclo pasado y conocer las novedades y desafíos que marcarán el año para el negocio.

El evento se realizó en el predio de Costa Salguero, en la Ciudad de Buenos Aires, y contó con la presencia de más de 1.300 participantes entre empresarios dueños de estaciones de servicio, aliados estratégicos de marca, líderes de la compañía y todo su staff comercial.

El encuentro comenzó con un gran espacio de recepción en el que los visitantes podían recorrer distintas activaciones y propuestas. Se presentó la renovada imagen para estaciones de servicio, incluyendo a Shell Recharge, la marca de soluciones para electromovilidad que la compañía ofrece en más 40 países.

Shell Select fue un punto de encuentro y degustación de cafetería y pastelería de primer nivel, con el exclusivo blend cocreado con Nescafé como protagonista. El genio de Shell Box concedió deseos a los visitantes en una activación mágica y luminosa con atractivos premios y regalos.

Otro espacio muy visitado fue el de Gaming y Motor Sports donde era posible probar simuladores de Ferrari, Dukati, autos del Turismo Carretera y un juego con butacas y autos a escala para competir en duplas que llenó de pasión el pabellón.

Además, con la Sustentabilidad como norte se compartieron diferentes prácticas y se presentaron propuestas de valor para la red como las soluciones de panelería solar. Y si hay celebración, hay música. Shell Music se hizo presente con dos espacios lúdicos y escenográficos para generar recuerdos a través de fotos memorables.

Dentro del sector de conferencias, se sucedieron presentaciones realizadas por profesionales de diferentes áreas de la empresa destinadas a analizar la realidad del negocio, repasar resultados, festejar logros y conocer futuros lanzamientos y planes de marketing.

Esta edición contó además con la participación especial de Guillermo Oliveto, quien compartió su análisis sobre el consumo, el humor social y el comportamiento de los consumidores en el actual contexto.

También se destacaron a las mejores gestiones del 2023 en diferentes ligas del Programa de Excelencia Shell y quienes ganaron viajarán a Madrid en el mes de agosto a vivir una experiencia premium.

El evento finalizó con una gran cena cuyo plato final fue un memorable y aplaudido show de Soledad que contó con Benjamín Amadeo como invitado especial.

Al cierre del evento, Sebastián Perez Olgiati, director de Retail de Raízen Argentina, agregó: “No puedo estar más feliz con la noche que acabamos de vivir. Este día siempre es un momento muy esperado por quienes somos parte de esta familia. Estamos atravesando sin dudas un momento de cambio, de reseteo. Cambiaron las reglas del juego y tenemos que jugar un nuevo partido. Pero así como el año pasado sorteamos innumerables obstáculos y fuimos exitosos, no tengo dudas de que esta noche encendimos más de 1.300 motores que están preparados para ganar”.

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de lubricantes localizada en Barracas, la red más de 860 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.  Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 108 años de historia en el país.

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA), comunicó a la población que “se están registrando restricciones operativas ordenadas en principio por las Distribuidoras CAMUZZI y GASNOR a las estaciones de servicio de expendio de GNC, por aparentes razones de fuerza mayor”.

La entidad empresaria describió que “ello ha ocasionado el corte del suministro de GNC en varios partidos de las provincias de Buenos Aires, Tucumán, La Pampa, Catamarca, Santiago del Estero, Neuquén y Río Negro”. “Existe la posibilidad concreta de que esta situación se extienda a otras distribuidoras y en consecuencia a otros centros urbanos del país”, agregó.

Las restricciones alcanzan a las estaciones de servicios de GNC interrumpibles.

CECHA aclaró que sus “estaciones asociadas a lo largo y lo ancho del país son completamente ajenas al hecho planteado e instamos a todos los actores del sistema, y en especial a los estamentos administrativos pertinentes, a que se regularice en forma inmediata el suministro”.

“Debe quedar claro que la situación planteada no solo va en detrimento del mantenimiento de nuestros negocios, sino que perjudica a nuestros clientes”, añadió la entidad.

YPF Química, líder en producción de químicos en Argentina, recibió dos menciones especiales en el del Premio Nacional a la Calidad – Sector privado 2023 – por su desempeño en la Gestión de los Procesos y la Gestión de la Responsabilidad Social, en el evento de premiación realizado 15 de mayo en la Secretaría de Industria y Comercio de la Nación.

El negocio de YPF Química fue la única empresa que en su segmento que recibió ambas menciones. Estas son un reconocimiento a la misión de continuar, a través de la tecnología y la excelencia del equipo, generando productos que transformen de manera positiva y que impulsen un mundo sustentable, limpio y conectado con las necesidades del futuro.

“Nos enorgullece saber que estamos siendo reconocidos por nuestro trabajo, lo que nos demuestra que vamos por el buen camino. Estas menciones son el resultado tangible de nuestro compromiso con la excelencia que nos motiva a seguir innovando y mejorando continuamente” Gerente Ejecutiva YPF Química, Florencia Rodriguez.

Este reconocimiento fue entregado por la Fundación Premio Nacional a la Calidad, que busca mejorar la gestión de las organizaciones, aplicando modelos que satisfagan clientes, beneficiarios, accionistas, empleados, proveedores y toda la comunidad, siguiendo los parámetros de responsabilidad social y cuidado del ambiente.

Todas las empresas que participan en el del Premio Nacional de la Calidad son evaluadas objetiva y profesionalmente por especialistas en la materia. El objetivo de este premio es revalorización del rol de las empresas en el desarrollo económico, social y ambiental tomando en cuenta la importancia de las mismas en términos de creación de empleo, introducción de innovaciones, incremento de las exportaciones y el desarrollo local y regional.

YPF Química

YPF Química empresa líder en la industria química en Argentina. Se encarga de producir, comercializar y distribuir productos de origen petroquímicos elaborados en los diferentes complejos que tiene a lo largo de todo el país. Estos productos tienen como destino los mercados químico, industrial y agrícola de Argentina, Latinoamérica y resto del mundo y representan la materia prima de una gran variedad de objetos presentes en la vida cotidiana.

Además, YPF Química es una empresa integrada que garantiza la calidad y disponibilidad de los productos gracias a la integración con las refinerías y plantas procesadoras de gas natural de YPF.

Actualmente cuenta con más de 200 clientes activos y está presente en más de 20 países.

Para más información sobre YPF Química ingresa a https://quimica.ypf.com/

“Aún no tomamos ninguna determinación todavía, pero puede ocurrir”, respondió el vocero presidencial, Manuel Adorni, ante una consulta periodística referida a la posibilidad de que el gobierno nacional postergue, tal como ocurrió en mayo, la puesta en vigencia de aumentos en las tarifas de los servicios de suministro de gas y de electricidad.

Se trata de “actualizaciones transitorias” previstas por la Secretaría de Energía, y ya calculadas por los entes reguladores Enargas y Enre. La oportunidad de activar los nuevos cuadros que contienen subas importantes en los precios de gas PIST y del PEST en el caso de la electricidad, depende del ministerio de Economía.

También se activarían nuevos precios para el Transporte y para la Distribución de ambos servicios, con una actualización mensual de sus montos. Energía tiene previsto continuar con una eliminación y/o reducción de los subsidios estatales a los usuarios residenciales de estos servicios.

La definición del Cuando se relaciona con la evaluación económica del impacto inflacionario de estos ajustes, y con la evolución que registra la reducción del déficit fiscal, temas prioritarios para la Administración Milei.

En este sentido, Adorni señaló que como hay superávit, el Gobierno cuenta con más holgura para permitirse estirar la entrada en vigencia del aumento de tarifas.

Hace un par de semanas Economía oficializó a través de una resolución la suspensión de los aumentos hasta junio, pero en las últimas horas trascendió que el gobierno estaría considerando mantener sin cambios, al menos las tarifas del gas, durante el invierno, meses de alta demanda por razones estacionales.

En Casa Rosada, el vocero presidencial sostuvo que “el recorte del gasto público de shock que hicimos para equilibrar las cuentas tuvo resultados más veloces de lo esperado”. “Cuando tenés superávit fiscal podés dosificar como debe recaer el peso (del ajuste) en determinados sectores de la sociedad y no ponerles una espada en el cuello”, agregó.

Naturgy lanzó la novena edición de Energía del Sabor, su programa de inclusión social a través de la gastronomía.

En estos cursos anuales, trabajaremos durante el 2024 con Fundación Peregrina, la Fundación Nordelta del Barrio Las Tunas, en Tigre; con la Asociación Civil Siloé, en el Centro Comunitario “Acá Sí” del barrio Cascallares, Moreno; y con el Sindicato de Trabajadores de Turismo, Gastronómicos y Hoteleros (UTHGRA Seccional Oeste en Morón).

El eje del programa será la capacitación en el oficio gastronómico con salida laboral, con énfasis en la formación de microemprendedores en el rubro, la eficiencia energética y la inclusión social. Los participantes del programa realizarán visitas a hoteles, establecimientos gastronómicos y actividades especiales con distintas personalidades del mundo de la gastronomía y la nutrición.

“La alianza entre Naturgy, la Fundación Peregrina, la Asociación Civil Siloé y UTHGRA Seccional Oeste es un ejemplo de cómo la articulación entre diferentes actores puede generar un impacto positivo en la comunidad.

Esta iniciativa combina la pasión por la gastronomía con el compromiso social y medioambiental. Desde 2022 decidimos agregarle el eje emprendedurismo, y ha logrado consolidarse como un referente en el ámbito de la responsabilidad corporativa y el desarrollo sostenible”, destacó Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy.

Desde el inicio del programa en 2016, más de 550 jóvenes bonaerenses se han instruido en el oficio gastronómico gracias a nuestro programa Energía del Sabor, que tiene como objetivos facilitar el desarrollo profesional de jóvenes con dificultades de acceso al mercado laboral, brindando una capacitación que les facilite una inserción laboral o la creación de un microemprendimiento.

Se puede conocer el trabajo de estas instituciones o contactarse con ellas a través de sus redes sociales:

Asociación Civil Siloé:

Instagram: @aca_siloe

Facebook: @acsiloe

Twitter: @asocsiloe

Fundación Peregrina:

Instagram: @asocperegrina

Facebook: https://www.facebook.com/Peregrina-530674607043896

Twitter: @PeregrinaInfo 

UTHGRA Seccional Zona Oeste:

Instagram: @escueladegastronomiaedgm

Facebook: @escueladegastronomiauthgramoron

El jefe de Gabinete de ministros, Nicolá Posse, afirmó que “la decisión del gobierno nacional es finalizar la construcción de las represas del río Santa Cruz“, en alusión a las hidroeléctricas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner, que presentan diferentes grados de avance en su realización, y cuyos trabajos se encuentran frenados hace más de dos meses.

Con financiamiento mayoritario de bancos chinos (y aportes del Estado argentino) las obras están a cargo de la UTE que integran la China Gezhouba Group Internacional (54%), y las locales Eling Energía (ex Electroingeniería) (36%), e Hidrocuyo (10 %).

Ante el Senado de la Nación, el funcionario describió que la empresa estatal ENARSA “está negociando con la UTE contratista el reinicio de las obras a la mayor brevedad posible a un ritmo de ejecución que posibilite su concreción en plazos razonables“. Y agregó que, “de llegarse a los acuerdos necesarios, esto derivará en la firma de una nueva Adenda contractual” (número 12).

Tal parece que el gobierno de Javier Milei estaría revisando a la baja sus declaraciones políticas contra el gobierno chino, que estan afectando las importantes relaciones comerciales bilaterales, y también financieras, habida cuenta del Swap que por más de 5 mil millones de dólares (en yuanes) ése país habilitó para Argentina durante el gobierno de Alberto Fernández.

Hace un par de semanas la Canciller Diana Mondino viajó a China para reunirse con funcionarios del gobierno de ése país, y también se reunió con directivos de Gezhouba.

Nicolás Posse realizó su primer informe de gestión ante el Senado, y en ese contexto respondió a una serie de consultas sobre la políitica energética de la Administración Milei. Fueron formuladas por varios legisladores de la oposición que, además, deberán continuar con el análisis del proyecto de “Ley Bases” que incluye, entre otras cuestiones claves, el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), que apunta primordialmente a los sectores de Energía y Minería.

El funcionario describió que el contrato de estas obras se firmó en el 2013 (gobierno de Cristina Fernández), los trabajos se iniciaron en el 2015, y el proyecto ejecutivo se modificó a principios del 2016 (gobierno de Mauricio Macri).

Su construcción se vió aletargada por cuestiones políticas y económicas locales, debería haber empezado a entregar energía al Sistema en abril del 2022 (para su repago) . A la fecha el avance físico de la “Néstor Kirchner” es de 20 %, mientras que la “Jorge Cepernic” avanzó al 46 por ciento. Se llevan desembolsados 1.850 millones de dólares y ahora se gestiona un nuevo desembolso (U$S 500 millones) para retomar los trabajos después del invierno, que suele ser muy crudo en la región.

En el transcurso del informe (leído) Posse procuró responder los temas preguntados, muchos de los cuales le habían sido planteados por escrito en los días previos a este encuentro en la sede parlamentaria.

En lo que respecta específicamente a las cuestiones energéticas el funcionario señaló:

1- El Estado volverá a licitar la concesión de las centrales hidroeléctricas sobre el río Limay, cuyos contratos por 30 años acaban de vencer (El chocón, Arroyito, Alicurá, Pichi Picún Lefú y Piedra del Águila). Las provincias que las alojan (Neuquén, Río Negro) tendrán participación mediante el cobro de regalías asociadas a la remuneración que recibirá el concesionario.

2- El proyecto de construcción de infraestructura para la producción de GNL entre YPF y Petronas “sigue adelante a la espera de RIGI, que otorga una seguridad jurídica mayor a la que plantea el proyecto específico para la promoción del GNL”, que el gobierno anterior giró al Congreso y tiene media sanción de Diputados. “Petronas dice sin RIGI no hay proyecto”, aseguró Posse.

El gobierno impulsa este Régimen de Incentivos para inversiones a partir de los U$S 200 millones, con incentivos (no sólo fiscales) que viene siendo cuestionado por la oposición en el Congreso, y también por sectores empresarios (no sólo Pymes).

3- El proyecto de construcción y desarrollo del reactor nuclear de baja potencia CAREM “no se ha frenado”. No obstante Posse puntualizó que “este proyecto requiere una revisión técnica del diseño, y establecer su costo para finalizarlo”. Negó que la decisión estuviera ligada al interés de EE.UU que está impulsando un proyecto similar.

4- En materia tarifaria, se mantendrá el descuento por “Zona Fría” en las facturas de gas domiciliario, que varía en porcentaje según regiones del país.
Indicó que está en proceso de regularización el pago (de un fondo fiduciario específico) a las empresas prestadoras. Se pagaron $ 4.200 millones por atrasos de enero, y en próximos días se paga lo correspondiente a febrero, marzo y abril.

5-El funcionario defendió los ajustes tarifarios que se vienen aplicando, mas reducción y/o eliminación de subsidios para los servicios de gas y de electricidad.
Indicó que se mantendrá el subsidio para las facturas del consumo de clubes de barrio y otras entidades de bien público.

El presidente brasileño, Luiz Inácio Lula da Silva, acaba de aceptar la renuncia de Jean Paul Prates, presidente de Petrobras , quien había sido nombrado por el propio Lula al inicio de su mandato hace 17 meses. La salida prematura de Prates, con larga experiencia en el sector, en el área de renovables y antiguo senador del Partido de los Trabajadores (PT), fue confirmada por la compañía en una nota en la que Prates anuncia que convoca el Consejo de Administración para analizar “el fin anticipado” de su mandato.

Las discrepancias por los dividendos comenzaron en marzo cuando Petrobras anunció unos beneficios de US$ 23.000 millones, el segundo mejor de su historia, pero repartiría solo los dividendos obligatorios no así los extraordinarios. Las acciones de Petrobras, que cotizan en Nueva York, cayeron más de un 6% en las operaciones posteriores al cierre.

Prates está formado en Derecho y Economía y con más de 30 años de experiencia en el sector petrolero. Prates dejó su escaño en el Senado para liderar Petrobras, controlada por el Estado pero con acciones negociadas en las bolsas de San Pablo, Nueva York y Madrid.
Durante su gestión, retomó el carácter estratégico de la petrolera como inductor del crecimiento económico del país, en línea con la visión de Lula, referente del progresismo latinoamericano.

Anunció un ambicioso plan de inversiones de 102.000 millones de dólares entre 2024 y 2028, modificó la política de precios y retomó con más énfasis líneas de negocio paralizadas durante la administración de Jair Bolsonaro (2019-2022), como el refino.

En 2023, el beneficio neto de la petrolera se desplomó un 33,8 % frente a 2022, y en el primer trimestre de este año volvió a bajar otro 37,9 % en la comparación con el mismo periodo del año pasado, según los últimos resultados.

Estos números aceleraron la crisis en momentos que Lula quería que los beneficios extraordinarios de la petrolera no fueran repartidos sino reinvertidos, porque Petrobras “tiene que pensar en los 200 millones de brasileños que son dueños de la empresa”.
Finalmente, según informaron, Lula avaló repartir el 50 % de los dividendos extraordinarios de 2023 entre los accionistas y dio por superada la crisis clasificando la situación de Petrobras de “tranquila”.

Se perfila como la próxima presidenta de Petrobrás Magda Chabriard, de 67 años. Es ingeniera civil y trabajó 22 años en la compañía . Ademásfue directora general de la Agencia Nacional del Petróleo (2011/2016) durante la presidencia de Dilma Rousseff quien también perteneció a la dirección de la empresa petrolera antes de llegar a la cúpula del poder político.

La petrolera GeoPark Limited anunció un acuerdo de participación en reservorios operados por Phoenix Global Resources (PGR) en Vaca Muerta.

“Nos complace anunciar la adquisición de una participación en cuatro bloques de alta calidad en el área de clase mundial Vaca Muerta, el mejor yacimiento de hidrocarburos onshore de Latinoamérica”, anunció la compañía, y destacó que “esta adquisición transformadora, agrega a GeoPark producción, reservas y flujo de caja desde el primer día, y tiene un significativo e inmediato potencial de exploración de bajo riesgo”.

“Estamos muy entusiasmados de consolidar este acuerdo estratégico con Phoenix Global Resources (PGR), un respetado y probado operador argentino enfocado en operaciones no convencionales, cuyo principal accionista es Mercuria, empresa líder independiente en energía y materias primas”, describió la petrolera.

La operación es por un total de 190 millones de dólares. GeoPark adquiere el 45 % del bloque en producción Mata Mora Norte, y del Mata Mora Sur, en proceso de exploración, en Neuquén.También, una participación del 50 % en los bloques para exploración Confluencia Norte y Confluencia Sur, en Río Negro.

“Esta transacción complementa el portafolio de activos de GeoPark en Colombia, Ecuador y Brasil, capitalizando nuestras más de dos décadas de experiencia operacional y empresarial en Argentina”, se destacó.

“Estamos animados de empezar a trabajar junto a PGR, combinando nuestras capacidades operacionales, técnicas, financieras y comerciales, para desarrollar plenamente el potencial de los bloques adquiridos”, señaló la compañía.
Conozca más: https://lnkd.in/eMgW6Nwf

Con el objetivo de seguir generando un impacto positivo en el ambiente, Grupo Princz-IPASA, la empresa nacional especializada en la fabricación de PVC y bioplastificantes, llegó a un acuerdo estratégico con Genneia, compañía líder en generación de energías renovables, para abastecer de energía limpia el 60 % de la demanda energética de sus operaciones.

La alianza entre ambas empresas se establece a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con un contrato de provisión de energía verde que tiene una duración de 15 años, iniciando el 1° de mayo de 2024. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

Con 75 años de trayectoria Grupo Princz-IPASA continúa apostando por un modelo de negocio sustentable que genere un impacto positivo tanto para el ambiente como para las comunidades. Esta iniciativa se enmarca en la estrategia de sustentabilidad que la compañía tiene en Argentina, y uno de sus objetivos principales es alcanzar la carbono neutralidad para el año 2040.

Pablo Princz, Director de Princz-IPASA, declaró al respecto que “es un privilegio que, mediante el acuerdo con Genneia, podamos materializar un aspecto clave de nuestra estrategia ASG a través de la obtención de energía limpia para nuestras plantas productivas en la Provincia de Buenos Aires”. “En Princz-IPASA estamos comprometidos con ser una empresa que pueda proveer a nuestros clientes materiales sustentables para sus propios ciclos productivos”, agregó.

Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad ESG de Genneia, remarcó que “estamos orgullosos de poder brindar energía verde a una gran empresa que trabaja priorizando a su comunidad y al ambiente. Esta alianza nos permite continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

Grupo PRINCZ-IPASA es una empresa argentina con 75 años de experiencia y presencia internacional, líder en la producción de compuestos plásticos y bioplastificantes. Trabaja para ser una industria de excelencia y referente en la provisión de materiales intermedios basados en PVC y otros polímeros.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19 % del total de la potencia instalada en el país, 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.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW que entrará en operación para fines del 2024. Entre sus tres parques solares, Genneia además cuenta con 220 MW de capacidad instalada, conformados por 520.000 paneles solares.

La Secretaría de Energía fijó, a través de tres resoluciones, los nuevos precios para el Biodiesel destinado a su mezcla obigatoria con gasoil, y para el bioetanol a base de maíz, y a base de caña de azúcar, para su mezcla obligatoria con nafta.

Por la resolución 71/2024 se fijó en °PESOS NOVECIENTOS TREINTA Y OCHO MIL QUINIENTOS CUARENTA ($ 938.540) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace”.

Asimismo, por la resolución 72/2024 Energía fijó en °PESOS QUINIENTOS SETENTA ($ 570) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta” (Ley 27.640, de bicombustibles), el cual también regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace”.

Por la resolución 73/2024 la S.E. fijó en °PESOS SEISCIENTOS VEINTIDÓS ($ 622) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta”. Regirá para las operaciones durante el mes de mayo 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
En tanto, el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura.

TotalEnergies y Sinopec firmaron un acuerdo de cooperación estratégica para profundizar su colaboración, en particular en el ámbito de las energías bajas en carbono.
Ambas compañías trabajan juntas desde hace muchos años, especialmente en Angola y Brasil en operaciones upstream y en diversos ámbitos como el petróleo, el GNL, el comercio de productos petrolíferos y la ingeniería.

Recientemente, las empresas han unido fuerzas para desarrollar una unidad de producción de combustible de aviación sostenible (SAF) de 230.000 toneladas por año en una refinería de SINOPEC en China.

Este acuerdo de cooperación estratégica tiene como objetivo desarrollar aún más la asociación entre TotalEnergies y SINOPEC y aprovechar nuevas oportunidades aprovechando sus respectivas experiencias. En particular, las dos empresas planean combinar su experiencia en I+D en biocombustibles, hidrógeno verde, CCUS y descarbonización.

“Nos complace reforzar nuestra asociación con SINOPEC, un importante actor energético chino que ya es nuestro socio en varios países. Este acuerdo de cooperación estratégica refleja nuestra voluntad compartida de combinar nuestra experiencia en múltiples energías para abordar la creciente demanda global actual y, al mismo tiempo, construir el sistema energético descarbonizado del mañana”, dijo Patrick Pouyanné, presidente y director ejecutivo de TotalEnergies .

SINOPEC y TotalEnergies han establecido una sólida asociación. La firma de este acuerdo marco de cooperación estratégica en el centenario de TotalEnergies marca otro hito. A lo largo de los años, las dos empresas han llevado a cabo una amplia cooperación en exploración y producción, GNL, biocombustibles y comercialización. Con este acuerdo, ambas compañías pretenden fortalecer la asociación explorando más oportunidades en los campos del combustible de aviación sostenible, hidrógeno verde, CCUS, etc., para cumplir con nuestro compromiso con un crecimiento de la industria sustentable, verde y con bajas emisiones de carbono”, agregó. Dr. Ma Yongsheng, presidente de SINOPEC .

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas a solicitud de ENARSA para ofrecer gas natural “en Firme”.

1- Una subasta estuvo dirigida a Distribuidoras para la adquisición de volúmenes de GNL regasificados en Escobar para abastecer a la demanda en el período 17 de mayo-31 de mayo.
El máximo volumen ofrecido en venta fue de 7.500.000 metros cúbicos día, a 12,99 dólares el millón de BTU. NO HUBO OFERTAS DE COMPRA (desierta).

2- Una segunda subasta de gas de Escobar (GNL regasificado) para Consumidores en General, y para cubrir la demanda de la segunda mitad de mayo.

El máximo volumen ofrecido en venta fue también de 7.500.000 m3/día, al mismo precio de U$S 12,99 el MBTU. NO HUBO OFERTAS DE COMPRA (desierta).

Ya en abril ocurrió un primer intento similar, que también resultó desierto de interesados.

El 12 de mayo de 1949 marca un hito significativo en la historia de la industria química y petroquímica de Argentina que, bajo la denominación “Cámara Gremial de la Industria Química”, se constituye la asociación civil que agremió a los industriales de la rama química, en la actualidad la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®). La entidad se fundó con el objetivo de constituir una asociación que agrupara a todas las empresas del sector químico y petroquímico que desarrollaban su actividad en esos años y con el fin de representarlas gremialmente velando por sus derechos e intereses.
 
A nivel regional, fue una de las primeras Cámaras del sector en conformarse ya que, en Chile, la cámara colega se configuró en 1956, en México en 1959 y en Brasil en el año 1964. Su membresía activa en el Concejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA) demuestra su compromiso, colaboración y búsqueda de progreso a nivel local y global de las iniciativas de la industria química.
 
Con motivo de 75º aniversario, el director ejecutivo de la cámara, Jorge de Zavaleta, reflexionó: “la Cámara ha trabajado incansablemente, durante todos estos años, para promover el crecimiento y la competitividad del sector, representando los intereses de las empresas -grandes y Pymes- fomentando la innovación y la sostenibilidad en la industria. A través de la colaboración con el gobierno, las instituciones académicas y otras organizaciones del sector, la CIQYP® ha desempeñado un papel clave en la formulación de políticas y estrategias que han impulsado el desarrollo de la industria química y petroquímica en todo el país”.
 
Su objetivo de conformación sigue vigente y sus incumbencias se han ampliado buscando adaptarse a las nuevas necesidades de la industria; sus trabajos de diagnósticos, evaluaciones, recomendaciones y formulaciones de propuestas continúan generando aportes necesarios para el mejor desarrollo de la industria química en Argentina. Estas actividades proporcionan la base fundamental para sustentar las actividades de representación de los intereses de la industria química que la cámara realiza ante el Poder Ejecutivo y el Poder Legislativo, sindicatos, asociaciones civiles y demás partes interesadas. La activa participación de los socios de la cámara en sus comisiones, programas y grupos de trabajo, permite mantener un flujo de información hacia las partes interesadas facilitando el intercambio de experiencias y mejores prácticas.
 
ACTUALIDAD DEL SECTOR
 
La CIQyP® agrupa a más de 180 empresas que representan más del 80% del PBI del sector químico y petroquímico. Además, en Argentina el sector exporta y aporta más de 4.000 millones de dólares en forma anual; si bien los flujos exportables son variables debido a la variabilidad de la oferta y demanda de estos a nivel global y disponibilidad de las materias primas influenciado por la estacionalidad.
 
A 75 años de la formación de la CIQyP®, la industria química y petroquímica de argentina produce más del 4,2% del PBI, representa el 12% de la industria manufacturera local, emplea 70.000 personas en forma directa y más de 280.000 empleos indirectos en toda la cadena de valor y una inversión en activos de más de 18.000 millones de dólares. En este sentido, el sector químico y petroquímico de Argentina se encuentra en el “top2” de los más grandes de Sudamérica, después de Brasil.
 
La industria química y petroquímica desempeña un papel fundamental en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo industrial, sustentable y tecnológico del país. Las contribuciones de la industria química y petroquímica se pueden entender por medio de la magnitud de impacto: más del 96% de los productos manufacturados tienen contacto con la química. A su vez, la petroquímica en el país desarrollada a partir de gas natural y líquidos de gas natural es muy competitiva y presenta excelentes perspectivas de crecimiento a partir de los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
 
Se producen localmente todas las resinas plásticas de mayor uso en el mundo, con un alto desarrollo del sector de conversión y reciclado de plásticos. A su vez, el sector está representado en nuevos mercados como: fertilizantes, plásticos, químicos para minería (litio y cobre), materias primas renovables (etanol/biodiesel/aceite de soja / glicerina, entre otras).
 
El desarrollo de la industria química y petroquímica en Argentina comenzó en la década del ’40 y ha sido fundamental para la economía del país.  Este proceso ha llevado a la creación de ocho polos de producción que se destacan a nivel país y los cuales han sido claves para el desarrollo económico y de otros sectores críticos para la economía nacional.
 
La entidad promueve el crecimiento y desarrollo sustentable del sector por medio de iniciativas de sus empresas socias, entre las que se pueden destacar grandes, medianas y pequeñas de capital internacional y nacionales. Además, tiene como asociadas a empresas dedicadas al transporte de productos químicos y empresas especializadas en el tratamiento de residuos peligrosos. 
 
DESAFIOS

·        Consolidación del Mercosur: (mercado estratégico para el sector).
·        Promoción de las exportaciones: reducción de retenciones, restablecimiento de reintegros.
·        Herramientas de defensa comercial efectivas para producciones “sensibles”: Antidumping y valores criterio de importación.
·        Facilitación del comercio entre socios del Mercosur.
·        Minería del Litio y Cobre – Oportunidades de Inversión.
·        Ley de promoción de la Industria Química –Petroquímica – Aplicar el Régimen RIGI.
·        Dar impulso a una política de estado que facilite la monetización de los recursos de Vaca Muerta, tomando al gas natural como un combustible de transición que impulse la economía y reduzca la huella de carbono.
·        En el ámbito ambiental, la economía circular orientada a la valorización del recurso, el proceso de mitigación y reducción de emisiones, la gestión integral de las sustancias químicas y el aporte al cumplimiento de los Convenio multilaterales ambientales (AMUMAs) firmados por Argentina son desafíos claves.
 

LA CAMARA FRENTE A LA SUSTENTIBILIDAD

 En Argentina, la CIQyP® administra el Programa de Cuidado Responsable de Medio Ambiente (PCRMA®), una iniciativa mundial del sector que está presente en más de 70 países de los cinco continentes y su propósito es administrar los riesgos a los que se encuentran expuestos los diferentes actores involucrados en el manejo de los productos químicos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad. En el año 2017, el PCRMA® cumplió 25 años de implementación y gestión en Argentina, marcando un hito para la región.
 
La industria química constituye uno de los pilares más importantes sobre los que se desenvuelve la vida cotidiana. Sus productos son indispensables para asegurar la disponibilidad, calidad y preservación de alimentos, medicamentos y productos para la salud, la limpieza y el cuidado personal, la vivienda, la vestimenta, la educación, el transporte, las comunicaciones, y en general para casi todos los productos y servicios característicos de la vida moderna. Esto permite aseverar, sin lugar a duda, que la vida moderna no sería concebible en su forma presente sin el concurso de la industria química y petroquímica.
 
El desarrollo de la industria química  en Argentina se remonta casi a 200 años atrás, siendo uno de los pilares de desarrollo industrial del país, cuyo punto de partida se puede referenciar a 1810 dónde, por narraciones históricas, se destaca el rol desempeñado por la Jabonería de Hipólito Vieytes (1762 – 1815) y Nicolas Rodriguez Pena (1715 – 1853), como lugar de reunión de los patriotas y cuna donde se gestó la Revolución de Mayo; lo cual constituye la primera y más ampliamente difundida referencia histórica de la industria química en Argentina.
 

Por todo esto, la celebración del 75° aniversario de la CIQyP® es una oportunidad para reflexionar sobre todos los desafíos que se tiene por delante; y para trazar un camino hacia un futuro más próspero y sostenible para la industria química y petroquímica en Argentina. Es una oportunidad para reconocer los logros alcanzados en el pasado, pero también para proyectar un futuro prometedor y sostenible para esta importante industria en el país.
 

Horacio Marin, presidente de YPF abogó por la aprobación del Regimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) que impulsa el gobierno de Javier Milei, y consideró que “sin el RIGI no hay LNG en la Argentina”.

“Es un proyecto de alrededor de 50 mil millones de dólares” señaló en referencia a un acuerdo entre YPF y Petronas para el desarrollo de una planta para procesar gas natural de Vaca Muerta y su conversión en Gas Natural Licuado, prioritariamente con vistas a la exportación.

Dicho acuerdo fue firmado durante el gobierno anterior, en tiempos en los que no se conocía ningún proyecto RIGI, aunque si se trabajó en la elaboración de un proyecto de ley específico para la producción de GNL, que no llegó a discutirse en el Parlamento nacional.

Marín sostuvo en declaraciones periodísticas que “para que el proyecto se pueda desarrollar hay que lograr que sea rentable a bajo precio, seguridad jurídica, y todo lo que tiene el RIGI”, un proyecto que integra la ahora denominada “Ley Bases”, muy cuestionada en diversos aspectos en el Senado de la Nación.

En un proyecto anterior de la Administración Milei (frustrado en el Congreso) se planteaba la privatización del 51 % del capital accionario que detentan el Estado nacional y las provincias productoras de hidrocarburos. En el nuevo texto de ley proyectado esta empresa y otras fueron excluídas de la lista de privatizables, al menos por ahora.

Marín (de extensa trayectoria en Tecpetrol-Techint) viajó a los EE.UU. para reunirse con potenciales inversores. “Vine a Nueva York a explicar el 4×4 y vamos a tener reuniones con más de 100 inversores” destacó, en alusión al plan diseñado y activado para la reestructuración del modelo empresario de YPF, que prioriza las inversiones en el No Convencional de Vaca Muerta y relega su actividad en los yacimientos convencionales maduros cediendo medio centenar de áreas (Proyecto Andes).

Marín hizo hincapié en que “el proyecto Argentina GNL es el proyecto más grande de la industria argentina”, y afirmó que “sin RIGI no se va a exportar (por) 30 mil millones de dólares”.

“El GNL tiene que ser una política de Estado” reiteró el directivo, ligando este concepto con el RIGI, un régimen de promoción fiscal y legal de amplio espectro con vigencia inicial por treinta años, que también es cuestionado por diversos sectores de la industria instalada en el país.

Marín insistió con que “hay que avanzar con este proyecto (RIGI) porque va a ser muy difícil conseguir capital. Las empresas locales no tenemos 50.000 millones de dólares para financiar el proyecto. Necesitamos que vengan capitales”.

En este orden, sostuvo que “Vaca Muerta (Neuquén) es la Texas Latinoamericana. En dos meses, vamos a saber si Palermo Aike (Santa Cruz) es realmente el segundo shale del país. Y también tenemos el offshore”.

“Es muy promisorio el panorama de energía. Hay que impulsar su desarrollo porque sin inversión es imposible desarrollarlo”, reiteró Marín.