20/12/2018
Fue por una incorrecta aplicación del criterio de estimación de consumos por parte de la distribuidora. La multa aplicada asciende a $14 millones, la máxima sanción posible que establece la normativa.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aplicó a la distribuidora Gas Cuyana, controlada por EcoGas, la multa máxima prevista por el marco regulatorio, de $14.000.000, por la emisión indebida de facturas con consumos estimados que recibieron parte de sus usuarios durante el presente año. Además, ordenó a esa licenciataria que dé cumplimiento al proceso establecido en el inciso H del punto 14 del Reglamento de Servicio de Distribución; para determinar si las estimaciones realizadas se adecuan al procedimiento establecido por dicha normativa. “Entre otras cuestiones, la normativa establece que cuando se efectúen estimaciones de consumo, éstas deben basarse en el promedio histórico de consumo del usuario, para el mismo período de facturación de los últimos dos años, o en el consumo correspondiente a igual período del año anterior, si el historial de consumo del usuario fuera menor de dos años”, informó el Ente mediante un comunicado.
Desde EcoGas niegan haber cometido algún perjuicio económico contra sus clientes y aseguran que recurrirán la decisión en los órganos correspondientes, primero administrativamente en sede del Enargas y llegado el caso en la Justicia.
El Reglamento de Servicio prevé la estimación del consumo, sólo cuando resulte imposible el acceso a la lectura del medidor. Esta alternativa únicamente puede aplicarse de manera limitada; excepcional y restrictiva, y sin que la misma pueda utilizarse de forma generalizada. “En este sentido, el Ente Regulador ha podido verificar que era posible acceder al medidor para tomar lectura real en el 90% de los casos auditados en la ciudad de San Juan y en el 84% de los domicilios auditados en la ciudad de Mendoza”, aseguran desde el Ente.
El Enargas instruyó a la distribuidora Gas Cuyana a cumplir con el Art. 31 de la Ley Nº 24.240 de la Ley de Defensa al Consumidor. Esta normativa establece para los casos en los que un usuario hubiera abonado un importe mayor al que le hubiere correspondido, el prestador deberá reintegrarle al mismo la diferencia que exista a su favor, con más los mismos intereses que la distribuidora aplica por mora en el pago de las facturas, calculados desde la fecha de pago hasta la efectiva devolución, y además deberá indemnizar al usuario con un crédito equivalente a un 25% del importe indebidamente cobrado o reclamado.
20/12/2018
El objetivo es acelerar los tiempos para proveer de gas natural a las localidades del norte santafesino.
La secretaria de Energía de Santa Fe, Verónica Geese, presentó a la empresa Integración Energética Argentina S.A. (ex Enarsa), la propuesta para operar y mantener el troncal y los ramales de derivación del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) instalados en la provincia de Santa Fe.
De este manera, el gobierno santafecino ratificó la propuesta planteada en un encuentro que se realizó el mes pasado con el presidente de Integración, Mario Agustín Dell’Acqua, y del que participó Geese, acompañada por el subsecretario de Gas y Energías Convencionales de la provincia, José Luis Parrino; y el presidente de Energías Renovables (Enerfe), Mauricio Colombo.
“Queremos obtener el contrato de operación y mantenimiento del GNEA en el territorio santafesino para así poder darle rápidamente gas a las industrias y a los residenciales de la zona”, precisó Geese.
La funcionaria recordó que “hace unos días nos reunimos con el titular de IEASA (propietaria del gasoducto), para anticiparle nuestro proyecto. De acuerdo a lo que conversamos y teniendo en cuenta que el gobierno nacional anunció que las provincias por donde pasa el gasoducto pueden hacerse cargo de la operación y mantenimiento, es que presentamos formalmente este pedido”.
En la presentación se adjuntó la propuesta técnica y económica de operación y mantenimiento elaborada por Santa Fe Gas y Enerfe, en la cual se establecen las actividades a desarrollar, el equipamiento y personal necesario y los costos que demandarían, a efectos de gestionar ante el Ente Nacional Regulador de Gas (Enargas), la tarifa de transporte para cubrir los gastos.
También se anexó a la presentación el listado de industrias y localidades con su ubicación geográfica y la estimación del volumen diario de consumo, en relación a la demanda diaria de gas natural requerida en el corto plazo.
El tendido de este gasoducto, en la provincia, se extiende desde Florencia hasta Desvío Arijón con ramales que benefician a unas 37 localidades.
20/12/2018
El acuerdo está destinado a impulsar capital del sector privado para inversiones en la cadena de valor de la energía.
En el ámbito de la Cumbre de Líderes del G20, el Gobierno argentino firmó un acuerdo marco con el secretario del Tesoro de los Estados Unidos, Steven Mnuchin, para fortalecer la inversión en infraestructura y la cooperación energética. Participaron del acuerdo, los ministros de Hacienda, Nicolás Dujovne, y de Relaciones Exteriores y Culto, Jorge Faurie.
“Este acuerdo generará oportunidades de inversión y financiamiento para el desarrollo energético y el crecimiento económico, estableciendo un marco para la integración y es un gran avance para Estados Unidos y Argentina. Impulsar la energía es clave para nuestro desarrollo económico”, dijo Dujovne.
“Este acuerdo marco está destinado a ayudar a impulsar capital del sector privado para inversiones en la cadena de valor de la energía, que incluye desde las primeras fases de la producción, como así también la generación, transmisión y distribución energética”, señaló Mnuchin.
A partir de ahora, ambos países cooperarán para llevar adelante objetivos como integrar fuentes de energías más limpias tales como el gas natural y las energías renovables, y desarrollar capacidad adecuada de almacenamiento de gas natural.
También desarrollar infraestructura midstream y downstream para productos refinados, ampliar la generación de electricidad a partir de gas natural y convertir centrales eléctricas existentes a base de combustibles fósiles para que operen utilizando tecnología de ciclos combinados de gas natural.
Otros de los objetivos del acuerdo es acelerar la adopción, por parte de Argentina, de tecnologías energéticas innovadoras, que incluyen energías renovables y sistemas relacionados de micro redes, de mini redes y almacenamiento de baterías.
En el acuerdo, además, se contempla inversiones en infraestructura de transmisión eléctrica de alto voltaje y en interconexión nacional e internacional, así como mejorar la eficiencia energética.
Finalmente, también se menciona desarrollar mercados profundos y líquidos para los commodities energéticos e instrumentos de deuda respaldados por infraestructura.
20/12/2018
La iniciativa fue discutida durante una reunión que se desarrolló entre representantes del gobierno de Salta y el titular del Enargas, Mauricio Roitman.
Funcionarios de la provincia de Salta, empresarios y directivos del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), evaluaron la posibilidad de potenciar la capacidad del gasoducto de la Puna y construir una nueva línea, en razón de las estimaciones de consumo energético hacia 2025.
La ministra salteña de Producción, Trabajo y Desarrollo Sustentable, Paula Bibini, fue recibida en Buenos Aires por el titular del Enargas, Mauricio Roitman, a fin de analizar el tema.
Durante el encuentro, del que participó también el secretario de Minería de Salta, Daniel Blasco, se destacó la necesidad de “gestionar en forma ordenada la provisión de gas natural a las operaciones mineras localizadas en la región de la Puna”.
La reunión contó además con la participación del subsecretario de Política Minera, Mariano Lamothe; y el director de Infraestructura Minera, José Gómez, ambos del Ministerio de Producción de Nación; el gerente General de Recursos Energéticos y Mineros de Salta (Remsa), Facundo Massafra; y directivos de las principales empresas que operan en el departamento Los Andes (Eramine, Posco y Livent).
La empresa distribuidora Gasnor anticipó en la reunión que presentará en las próximas semanas una propuesta de expansión, sobre la base de los consumos proyectados por las empresas.
“Teniendo en cuenta que el gasoducto estará también al servicio de empresas de Catamarca y Jujuy, se decidió sumarlas, así como a las respectivas autoridades provinciales, a una próxima reunión”, puntualizó el gobierno salteño.
20/11/2019
La recuperación está apuntalada por el desarrollo de programas en reservorios no convencionales.
La producción de petróleo creció entre enero y julio de este año 1,9% comparada con la del mismo período del 2017, en tanto que la extracción de gas natural en el mismo lapso aumentó 5% influidas por el desarrollo de programas en reservorios no convencionales. Las producciones promedio mensuales a nivel país se ubican en 76.994 metros cúbicos de crudo y 128.027.000 metros cúbicos de gas diarios, de acuerdo con datos relevados por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).
La producción de crudo en los primeros siete meses del año superó en 308.526 metros cúbicos a la del mismo período del año anterior (16.322.737 m3 contra 16.014.211 m3), con un repunte productivo a partir de marzo, en tanto que la extracción de gas natural fue superior en 1.285.801 metros cúbicos (27.141.737 m3 contra 25.855.936 m3) con registros mensuales más altos en todo el período analizado.
De un relevamiento por empresas resulta que en julio último YPF encabezó la producción de crudo con el 45,26% del total país (34.751 m3 día) contra 45,35% en 2017 (34.127 m3 día), en tanto que en gas natural la empresa de mayoría accionaria estatal registró una participación de 30,36% en julio último (40.144 Mm3 diarios) con un descenso pronunciado respecto del 33,56% de la producción que se anotó un año antes (41.409 Mm3 día).
Por su parte, Pan American Energy sigue consolidada como segunda empresa productora de crudo con 20,86% del total país (16.015 m3 día) levemente superior al 20,01% de julio 2017 (15.057 m3 día) mientras que en producción de gas natural preserva su tercer lugar en el ranking con 11,55% del total (15.255 Mm3 día) con leve baja respecto de su participación con el 12,15% de julio de 2017 (14.993 Mm3 día).
Irrelevante en petróleo con el 1,72% del total país (1.323 m3 día), Total Austral continúa firme en el segundo puesto de producción de gas natural con 25,41% del total (33.576 Mm3 día) aunque registra un descenso respecto del 27,80% de julio 2017 (34.302 Mm3 día).
El dato más significativo del mercado en cuanto a gas natural lo constituye Tecpetrol desde su incursión en yacimientos no convencionales en Vaca Muerta. Su producción total pasó de representar el 3,52% en julio 2017 (4.341 Mm3 día) al 8,11% en julio último, con 10.713 Mm3 día. En petróleo esta empresa representó 2,76% de la producción total de julio último, con 2.122 metros cúbicos día.
En tanto, Pluspetrol sigue tercera en la producción de crudo con 5,48% del total a julio (4.209 m3 día) aunque en descenso respecto del 6,48% de un año atrás cuando produjo a razón de 4.872 m3 día. En gas su producción representó 2,25 % del total (2.974 Mm3 día) contra 2,41% del mismo mes de 2017 (2.979 Mm3 día).
Sinopec Argentina es cuarta productora de petróleo en el país, con 4,38% en julio último (3.367 m3 día), en descenso respecto al 5,19% de julio del año pasado (3.906 m3 día) y en gas su producción es de 1,22% (1.611 Mm3) también menor al 1,63% de julio de 2017 (2.010 Mm3 día).
Por otra parte, Pampa Energía se anotó en julio último a la cabeza de un pelotón de compañías cuya producción de gas fue de 3,43% (4.531 Mm3 día) con fuerte crecimiento interanual, de 3,40% en el caso de Ysur (controlada de YPF) con 4.496 Mm3 día, de 3,25% para Compañía General de Combustibles (4.292 Mm3 día) y de 3,01% para Enap-Sipetrol (3.971 Mm3 día), que en petróleo produjo 1,93 % del total (1.480 m3 día). Todas estas empresas mejoraron su performance respecto de julio 2017.
En lo que respecta a la producción por Cuenca, en julio último el 47,36% del petróleo y el 10,17% del gas fue producido en la Cuenca Golfo San Jorge (Chubut-Santa Cruz), mientras que en la Cuenca Neuquina se produjo 42,24% del crudo y 60,19% del gas por la fuerte actividad en la formación no convencional Vaca Muerta.
De la Cuenca Austral se extrajo 25,11% del gas natural total y 4,44 del petróleo (off shore y on shore), en tanto que la Cuenca Noroeste aportó 4,43% del gas y 1,13 del crudo. En la Cuenca Cuyana se produjo 4,84% del petróleo y apenas 0,10% del gas.
Un relevamiento por yacimientos permitió establecer como principales productores de gas a Cuenca Marina Austral (22.004 Mm3 día) y Aguada Pichana (7.707 Mm3 día) (Total); Loma La Lata- Sierra Barrosa (13.784 Mm3 día) y El Orejano de YPF (5.050 Mm3 día), Cerro Dragón (PAE) con 7.667 Mm3 día; y Fortín de Piedra de Tecpetrol (7.076 Mm3).
En petróleo, los principales yacimientos en producción son Cerro Dragón (13.176 m3 día) (PAE); Loma Campana (5.086 m3 día), Manatiales Behr (3.355 m3 día) y Chihuido de YPF (2.500 m3 día); y Jaguel Casa de Piedra de Pluspetrol (1.949 m3 día).
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