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Abren las ofertas por la licitación del nuevo Plan Gas Subastarán un cupo de 70 millones de m3 diarios de gas natural de las distintas cuencas.
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#210 20 de noviembre de 2019
l secretario de Energía, Darío Martínez, firmó la resolución para convocar a la subasta de un cupo de 70 millones de m3 diarios de gas natural de las distintas cuencas, con un sistema que premia con prioridad y mayor volumen a la productora que oferte el precio más bajo. De esta manera, las empresas productoras podrán ofertar el cupo de gas por cuenca que puedan comprometer y el precio del mismo, lo que dará lugar a un esquema competitivo para la provisión por los próximos cuatro años para atender la demanda de las distribuidoras y las generadoras eléctricas. El Secretario expresó que “la firma del Decreto 892 fue la orden Presidencial para que se ponga en
marcha nuevamente la producción de Gas en Argentina”, en referencia la norma que puso en vigencia el lunes el nuevo esquema de incentivo a la producción de gas argentino. Explicó que el nuevo esquema
de licitación se prevé abrir las ofertas el 2 de diciembre, y se estima estar en condiciones de adjudicar los cupos a mediados de mes para la producción y suministro de gas por los próximos cuatro años
Finalmente, Martínez manifestó que “ésta resolución se materializará en más equipos perforando, trabajo, inversiones y producción”. Días atrás, el Gobierno puso en marcha el Plan Gas.Ar con el que se busca llevar la producción del fluido a 30.000 millones de metros cúbicos en cuatro años, y declaró de interés público nacional y objetivo prioritario la promoción de la producción del gas natural. “Comienza una etapa de sustitución de importaciones, ahorro de divisas, disminución del gasto público y mayores regalías para las provincias. Vamos a recuperar rápidamente el decline de producción el invierno que viene e incluso demandar menos importaciones de Gas Natural Licuado (GNL)”, indicó Martínez.
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El Gobierno puso en marcha el plan Gas.Ar A través de un mecanismo de subasta pretende dar previsibilidad de precio para aumentar la producción y reducir importaciones.
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l Gobierno oficializó el Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino (plan Gas. Ar), un programa de subsidio a la producción de gas natural local que había sido anunciado en octubre pasado por el presidente de la Nación, Alberto Fernández, en un acto en Vaca Muerta. El objetivo del plan es incentivar el crecimiento de la producción de gas en los próximos años, junto con el estímulo a la producción. También impulsará la integración de las industrias Pyme con las cuencas, incorporando más valor agregado nacional y la creación de nuevos puestos de trabajo y la sustitución de importaciones. El método es el establecimiento de un precio sostén para la producción que garantice la viabilidad de las explotaciones. Con este programa, el gobierno planea producir 30.000 millones de metros cúbicos de gas argentino en cuatro años; generar un ahorro
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fiscal de USD 2.500 millones y un ahorro en divisas de USD 9.200 millones, según cifras distribuidas por la Secretaría de Energía en un comunicado. “Se inicia un proceso virtuoso de trabajo, inversión, producción, desarrollo regional y aumento del Valor Agregado Nacional. Comienza una etapa de sustitución de importaciones, ahorro de divisas, disminución del gasto público y mayores regalías para las provincias”, dijo el secretario de Energía Darío Martínez. “Vamos a recuperar rápidamente el declino de producción el invierno que viene e incluso demandar menos importaciones de Gas Natural Licuado”, indicó. El plan buscar incentivar al sector de gas convencional a producir asegurándole un precio por millón de BTU, a través de subastas con tope en USD 3,7 por millón de BTU. Actualmente, el gas que compran las usinas para generar electricidad se encuentra algo por arriba de los USD 2 el millón de
BTU, insuficiente para estimular la producción. Según información de la Secretaría de Energía, con la aplicación del plan Gas.Ar el Gobierno prevé la sustitución de importaciones de 30.804 millones de m3, generando un ahorro de divisas por unos USD 9.274 millones y un ahorro fiscal de USD 2.574 millones hasta 2024. Además, de un incremento en la recaudación fiscal a nivel nacional, provincial y municipal de USD 3.486 millones de dólares. Paralelamente, aseguran que el régimen generará miles de puestos de trabajo para operar equipos de perforación y sets de fractura y dinamizará la actividad de pymes y empresas de servicios vinculadas al sector, ya que “el programa incentiva la inversión y la producción de gas para satisfacer la demanda interna con gas argentino; potencia la generación de empleo y el desarrollo en las regiones productoras, tanto de sus Pymes y empresas regionales como del resto de la
industria y la tecnología nacional; y garantiza los puestos de trabajo en la cadena de producción, promoviendo el desarrollo agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera”. Uno de los objetivos que espera alcanzar el Gobierno con el Gas. Ar, es mejorar la balanza comercial energética, al sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo de combustibles líquidos, y generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y distribución. Para el secretario de Energía, el esquema “da previsibilidad de precio y plazo contractual a los productores, normalizando un mercado de gas que en los últimos años presentaba severas distorsiones, para satisfacer en forma eficiente la demanda de todos los segmentos” al tiempo que “permite armonizar la situación entre el precio necesario que fomenta inversiones con la tarifa que puede afrontar el usuario residencial”.
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El IAE Mosconi fijó su posición respecto al Plan Gas.Ar En el mes de agosto el IAE Mosconi emitió un Comunicado sobre el Plan Gas alertando sobre las posibles implicancias fiscales, productivas y tarifarias de este plan.
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nte la reciente publicación del decreto 892/2020, que oficializó el Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino (plan Gas.Ar) y quedando aún pendiente aspectos relevantes a reglamentar por parte de la Secretaria de Energía, el IAE Mosconi dio a conocer su posición respecto a varios temas vinculados al plan. El plan presenta un costo fiscal y tarifario indefinido: el Presupuesto nacional aprobado en el Congreso de la Nación subestima el verdadero costo fiscal del Plan Gas al otorgarle un crédito de aproximadamente USD 200 millones para el año 2021 mientras el gobierno ha estimado un costo fiscal directo de USD 1.491 millones para el año siguiente. A esto debe sumarse las mayores erogaciones fiscales indirectas a través de los subsidios a CAMMESA vía un incremento en el precio del gas para la generación eléctrica que podría llevar el costo fiscal total del plan a superar los USD 2.000 millones en el año 2021. Los precios de referencia del Plan implican el aumento de un 40% en dólares del precio del gas que hoy paga la demanda prioritaria y de un 30% del que pagan las usinas. Estos aumentos tendrán efectos en el volumen de subsidios económicos de los próximos años y en la evolución de tarifas finales de gas natural y energía eléctrica. Definiciones relevantes en la 6
instrumentación del plan quedan pendientes de reglamentación: el esquema de abastecimiento a las Distribuidoras, es decir a los usuarios residenciales, se definirá en una subasta cuyo diseño no se conoce. Solo una proporción de ese precio será trasladado a tarifas finales, una función a cargo de Entes reguladores intervenidos y que a poco de cumplir un año de funciones todavía no han concluido la auditoria de las revisiones tarifarias integrales ni tampoco han convocado a realizar revisiones extraordinarias, tareas encomendadas por la Ley de emergencia vigente. Por lo tanto, el Plan Gas se implementará sin tener definida una
de servicios regulados, sino también en las facturas que deben pagar los usuarios y en futuras contingencias fiscales para el Estado Nacional. También permanece pendiente de reglamentación la implementación de “garantías” de pago de las compensaciones del Plan, vía el otorgamiento inédito de Certificados de Crédito Fiscal en moneda extranjera y la modalidad en que la industria tendrá acceso al mercado libre de cambios para el ingreso de inversiones, y el pago de deudas financieras y/o dividendos. Dichas garantías nunca fueron aplicadas en los planes anteriores y revelan la percepción de riesgos del sector
política tarifaria clara y previsible mientras que, por otro lado, genera amplios márgenes de discrecionalidad contrarios a los marcos regulatorios vigentes y con implicancias directas no solo en las empresas
privado en relación con el riesgo cambiario y de cobrabilidad de los compromisos asumidos por el gobierno nacional. No deberían sacarse conclusiones de largo plazo en base a crisis
agudas de coyuntura: la producción de gas natural en Argentina estaba creciendo antes de la pandemia de manera desigual: mientras caía estructuralmente la producción convencional, la no convencional crecía reemplazándola. La extensa cuarentena desplomó la demanda y la producción, sin embargo, es importante diferenciar, para un correcto diseño de la política energética, una caída estructural de una coyuntural de la producción. En este sentido, cualquier plan de promoción a la producción de gas natural debe encontrar fundamento en las causas que provocan su retroceso estructural. Es necesario evaluar condiciones de coyuntura y evitar tomar la caída de la producción durante la cuarentena e inferir que continuará con una tasa de declino similar. Esto se debe a dos razones fundamentales: a) porque se hace sobre la base de una demanda de gas natural notablemente reducida por causas exógenas a las propias actividades demandantes, y b) porque la caída en la producción de petróleo en las Cuencas Neuquina, Golfo San Jorge y Cuyana ha provocado una reducción significativa del “gas asociado” y por lo tanto una reducción de la oferta total de gas natural. Esto puede implicar, entre otras cosas, una sobre estimación de la importación de gas. Durante la pandemia, un total de cinco empresas que abarcan
el 50% de la oferta de septiembre de 2020 tuvo aumentos en la producción de gas de alrededor del 13% respecto al mismo mes del anterior y algunas de ellas han logrado incluso que su producción acumulada durante la cuarentena haya sido mayor a iguales meses del año anterior. Esto es una situación paradójica debido a que uno de los principales argumentos para la implementación del Plan Gas 4 es que en ausencia de éste la producción caería aceleradamente. A partir de la aplicación de este plan, más del 70% de la producción local de gas natural recibirá subsidios y, a su vez, más del 50% de la generación eléctrica demandará subsidios incrementales a partir del precio de su principal insumo de generación.
Otros aspectos fundamentales El decreto no se presenta con las características de un Plan, cuyas pautas y objetivos deberían ser objeto de un documento técnico y publico de la Secretaría de Energía que justifique la aplicación de fondos públicos, que presente proyecciones de producción, precios, inversiones, costo fiscal total y asociado y potencial ahorro de divisas anunciado vía reducción de importaciones. Un plan sin informa-
ción se transforma en un acto de fe y no debería considerarse un Plan como tal. Según los datos de producción relevados por el informe de tendencias del IAE Mosconi, deberían revisarse los fundamentos por los cuales el Gobierno estima que en ausencia del Plan Gas 4 las importaciones crecerían de forma exponencial. Esta nueva versión del Plan Gas define condiciones a la oferta de gas para los próximos cuatro años sin tomar en cuenta el contrato vigente de abastecimiento con Bolivia tanto en precio como en cantidades, un ítem absolutamente relevante para el consumo doméstico. Sin dudas los contratos de mediano plazo dan certidumbre a la inversión y las subastas competitivas son el mejor mecanismo de fijación de precios, sin embargo, contractualizar precios por cuatros años en el marco de una de las mayores crisis económicas que registre la historia de nuestro país no implica otra cosa que perpetuar en el tiempo sobrecostos coyunturales derivados de: el costo de capital, la escasez de divisas, los altos niveles de inflación doméstica, etc., que afectarán el resultado de la subasta y que deberán pagar los usuarios residenciales o los contribuyentes a través de sus facturas o de mayores subsidios.
El Enargas tendrá una sede en San Luis El interventor de ente, Federico Bernal, y el gerente general, Osvaldo Pitrau, se lo comunicaron al gobernador Alberto Rodríguez Saá, mediante videoconferencia.
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l interventor del Ente Nacional de Regulación del Gas (Enargas), Federico Bernal, y el gerente general, Osvaldo Pitrau, le comunicaron al gobernador Alberto Rodríguez Saá, que San Luis contará con una sede del organismo de cont r a l o r. Desde el Gobierno precisaron que contar con una delegación beneficiará a los usuarios y a los prestadores del servicio. Ya que “entre otras cuestiones, vinculará a los actores del sector directamente permitiendo que los trámites y consultas sean gestionados con mayor celeridad”, dijo el presidente de San Luis Energía, Luis Ma-
cagno. “El paso que estamos dando es muy esperado”, expresó el gobernador puntano y comentó que en una próxima etapa se trabajará en ampliar el servicio porque “en San Luis la mitad de la población tiene gas natural y la que no tiene el servicio es la más humilde”. En el encuentro también se conversó sobre la extensión de la red de distribución de gas natural y la ampliación de las zonas bajo la órbita de Energía San Luis. La delegación en San Luis es la primera que el organismo nacional creará en la provincia como parte de un plan de descentralización que actualmente se ejecuta.
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Mendoza: ampliarán la red de gas en San Rafael La obra permitirá la conexión al gasoducto Gas Andes y significa ampliar la factibilidad del servicio a unos 26.000 usuarios.
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l intendente de la localidad mendocina de San Rafael, Emir Félix, y el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, firmaron un convenio por $1.500 millones con los que el Municipio realizará la red de conexión con el gasoducto Gas Andes. La obra será clave para que unos 26.000 usuarios puedan acceder al servicio de gas
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natural. “La obra incluye la interconexión en alta presión de 50 kilómetros entre San Rafael y el gasoducto, sumado a dos estaciones de regulación y medición, además de otras instalaciones complementarias y de superficie”, explicaron desde la Comuna. Por su parte, Martínez
destacó que “la capacidad de distribución está saturada, por lo que con las nuevas obras se eliminarán las restricciones de conexión para nuevos usuarios y las limitaciones de caudal sobre el sistema de distribución existente, lo que, además, permite potenciar la actividad productiva”.
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Incrementan el cupo de GLP para las garrafas del Programa Hogar La medida apunta a cubrir el faltante del producto por el incremento de la demanda adicional provocado por la pandemia.
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or el mayor consumo registrado por la pandemia, el gobierno incrementó el cupo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para el Programa Hogar, el plan de subsidios para la compra de garrafas para las viviendas que no están conectadas a la red de gas natural. Lo hizo a través de una nota que lleva la firma del ex subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales. El programa Hogar es una reformulación del plan Garrafas para Todos (que tenía ese nombre previo a 2015) y alcanza a 2.300.000 beneficiarios. La medida apunta a cubrir el faltante del producto por el incremento de la demanda adicional provocado por la pandemia. Dado el carácter excepcional de este
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año con la emergencia sanitaria, el volumen adicional no será considerado para el cálculo del cupo en la demanda para el 2021. “Atento a que la magnitud y el desproporcionado impacto de la pandemia Covid-19 tuvo como resultado un inesperado aumento de la demanda de producto envasado en garrafas, es que se torna necesario ampliar el volumen inicialmente previsto para el año en curso”. Y añade que “se procede a la aplicación de la determinación del aporte adicional de Gas Licuado de Petróleo (GLP) butano/mezcla que las empresas productoras deberán poner a disposición de las empresas fracciona-
doras, como así la determinación del cupo adicional de GLP que recibirán estas últimas durante el
presente año”, señala un comunicado de la Subsecretaría de Hidrocarburos. El 19 de octubre la Secretaría de Energía actualizó los precios máximos de las garrafas sociales e incrementó 38,7% el subsidio al Plan Hogar ($ 254). El nuevo valor de la garrafa de 15 kilos es de $ 539,44, para la garrafa de 12 kilos es de $ 431,55 y para la de 10 kilos el valor llegó a $ 359,62. Los precios no incluyen IVA, Ingresos Brutos ni costos de distribución. El incremento en los tres casos fue de 25,4% en comparación a mayo de 2019, cuando se estableció el último aumento.
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Secretario de Energía analizó la actualidad de las empresas que fraccionan y distribuyen GLP El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, junto con la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla, mantuvieron un encuentro con representantes de la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA).
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n la reunión analizaron la actualidad de las empresas del sector que fraccionan y distribuyen el Gas Licuado de Petróleo (GLP), a lo largo y ancho del país. “El presidente tiene una visión muy federal. Es por eso que estamos buscando un diagnóstico lo más preciso posible de la situación energética del país, para dar una señal de las políticas para avanzar a mediano y largo plazo”, indicó Martínez. “Hay que armar un esquema de trabajo a través del diálogo permanente entre todos los sectores del área energética, para encontrar un equilibrio para que todos los sectores de la cadena energética sean beneficiados”, explicó el secre-
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tario de Energía, y agregó: “Cada sector, desde el más chico al más grande, tiene un rol importante y esencial”.
Por su parte, el presidente de la Cámara, Pedro Cascales, expresó que “somos un gran dinamizador de la industria nacional. Mensual-
mente invertimos más de $600 millones en bienes de capital e insumos”, resaltó. En ese sentido, coincidieron en seguir consensuando políticas entre la CEGLA y la Secretaría de Energía, para impulsar el crecimiento de la industria del GLP. Martínez destacó que “los indicadores de la economía comienzan a recuperarse, y desde el sector energético tenemos que dar una señal clara para acompañar ese crecimiento”. Por parte de CEGLA participaron del encuentro Pedro Cascales (CEGLA); Daniel Pica (Amarilla Gas); Karina Mazzuferi (Grupo Extragas); Daniel Pardo (Gas 10); Juan Carlos Uviedo y Luciano Renda (Grupo Italgas); y Norberto Fernández (Las Varillas).
Colombia avanza en regulación para uso del GLP en transporte Las autoridades definieron los requisitos que deberán cumplir los comercializadores, distribuidores y estaciones de carga.
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l Ministerio de Minas y Energía definió los requisitos mínimos que deberán cumplir los comercializadores mayoristas, distribuidores y estaciones de servicio interesados en vender gas licuado del petróleo como combustible para medios de transporte terrestres y fluviales (AutoGLP y NautiGLP) en Colombia. Estos agentes deberán contar con
un Contrato de Suministro Firme, reportar oportunamente la información solicitada al Ministerio de Minas y Energía y llevar a cabo todas las acciones necesarias para garantizar la continuidad de la prestación del servicio de distribución de estos combustibles. Adicionalmente, las estaciones de servicio de AutoGLP y NautiGLP interesadas en iniciar operaciones, deberán tramitar las correspondientes
licencias, permisos y/o autorizaciones urbanísticas y ambientales ante las autoridades competentes. “En julio pasado catalogamos el GLP como un energético de bajas emisiones, por lo que se convierte en una alternativa adicional de combustible amigable con el medio ambiente que podrán tener los colombianos para un transporte sostenible y más limpio en el país”, aseguró el vicemi-
nistro de Energía, Miguel Lotero. Para que el uso del AutoGLP y NautiGLP pueda ser una realidad en Colombia, el Ministerio de Minas y Energía continúa trabajando en las especificaciones y requisitos técnicos que deberán cumplir las estaciones de servicio para la comercialización de AutoGLP y NautiGLP, así como la reglamentación sobre la calidad del GLP para uso vehicular.
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Perú presenta medidas para combatir la informalidad de la industria del GLP Desde el Ministerio de Energía del Perú aseguran que es necesario un ordenamiento en la comercialización del gas doméstico, así como la regulación del mercado de acuerdo al avance tecnológico, como el abastecimiento virtual continuo.
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n el marco de la mesa ejecutiva que busca el fortalecimiento de la industria del Gas Licuado de Petróleo (GLP), el Ministerio de Energía y Minas (Minem) planteó una serie de propuestas para ordenar las actividades de comercialización, implementar oportunidades de mejora y promover proyectos que permitan el uso eficiente, seguro y de calidad del GLP. Entre las principales modificaciones, el Minem planteó la modificación de la definición de alcances y competencias diversos agentes de la cadena, entre ellos, el local de venta, redes de distribución de GLP y distribuidor de GLP en cilindros. Asimismo, se ha propuesto prohibir el comercio de cilindros envasados de GLP entre los locales de venta y distribuidores, que tendrán que abastecerse directamente desde las plantas envasadoras, lo que permitirá tener un mayor control de la ruta seguida por el GLP y hacer más eficiente la cadena de comercialización. La regulación se complementaría con la aplicación del Sistema de Control de Ordenes de Pedido (SCOP) al comercio del GLP para envasado. Este mecanismo, implementado por el regulador Osinergmin, se aplica actualmente para hacer un seguimiento en tiempo real del registro de las transacciones realizadas en el mercado de combustibles (gasolina, Diesel, GLP a granel -por
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implementar por el Osinergmin en todas sus transacciones). El Minem busca, con estos mecanismos, reforzar el control y supervisión de este hidrocarburo, de manera que se ponga fin a la
un agente formal, por lo que se propone que el Osinergmin implemente planes de supervisión exclusivos, con trazabilidad a comerciantes formales mediante el control de compras y ventas de
cual empresas realizan recargas de GLP en domicilios y ofrecen hacer facturaciones según el uso mensual del producto, para garantizar que los usuarios reciban un producto seguro y de calidad.
falta de control eficaz del sistema de distribución de los cilindros envasados, y de ese modo ordenar un mercado que, en los últimos años, ha permitido la masificación de la venta de cilindros de GLP incluso en negocios menores, entre otros. Respecto a la informalidad se tiene identificado que el GLP principalmente se obtiene a partir de
GLP y cilindros envasados, y que se complemente con fiscalización multisectorial, involucrando a los municipios, el Ministerio público y la Policía para identificar e intervenir puntos informales de venta del hidrocarburo. El Minem también recomendó implementar regulaciones al novedoso sistema de abastecimiento virtual continuo, a través del
La mesa ejecutiva del GLP sesiona cada quince días desde el mes de octubre y busca plasmar propuestas que serán elevadas a un proyecto de Decreto Supremo, el mismo que será publicado antes de fin de año de cara a modernizar la legislación vigente, fortaleciendo la fiscalización y asegurando el expendio seguro de este producto.
Petrobras autorizada a vender su distribuidora El órgano regulador antimonopolio de Brasil autorizó a la petrolera Petrobras a vender su subsidiaria Liquigás, encargada del embotellamiento, distribución y comercialización de gas licuado de petróleo en gran parte del país.
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n noviembre del año pasado, Petrobras anunció la venta de Liquigás por 685 millones de dólares a un consorcio integrado por las empresas Itaúsa, Copagaz y Nacional Gas Butano, pero el negocio dependía de la autorización de los órganos reguladores. El visto bueno del Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE) fue expedido esta semana, y es el paso más importante porque es el organismo antimonopolio que impidió que Petrobras le vendiera la misma subsidiaria a la empresa Ultragaz en 2016. La oferta para adquirir Liquigás partió de las tres empresas interesadas en el negocio con el “fin de atender las preocupaciones de competición que habían sido identificadas por el CADE”, asegura Petrobrás en un comunicado y agrega que, además de la aprobación del CADE, la conclusión de la transacción y el desembolso del dinero acordado aún está condicionado “al cumplimiento de otras condiciones precedentes usuales”. Liquigás, es una de las empresas líder en el mercado brasileño de distribución de gas licua-
do de petróleo. Cuenta con 23 centros operativos, 19 depósitos, una base de almacenamiento y carga por carretera, y una red de aproximadamente 4.800 revendedores autorizados. Fundada en 1953 y con una participación en el mercado de GLP en Brasil del 22 %, fue adquirida por Petrobras en agosto de 2004 y es operada como una empresa independiente desde entonces. Tiene presencia en 25 de los 27 estados de Brasil, y en 2016 recibió una oferta de Ultragaz, subsidiaria del grupo Ultrapar, por 518,5 millones de dólares, pero el negocio fue vetado por el CADE, que argumen-
tó que la venta representaría un serio riesgo competitivo en el mercado, debido a que con la compra de Liquigás, Ultragaz hubiera pasado a tener un 45% del mercado.
Programa de desinversión La venta de la distribuidora de gas es parte del programa de desinversión anunciado por Petrobras en 2015 para enfrentar su elevada deuda, la caída de los precios del crudo y las dificultades de captación. Como consecuencia de la pandemia, el programa se paralizó y en los primeros nueve meses de este año la empresa solamente ob-
tuvo 1.000 millones de dólares por la venta de activos que estaban en su lista de desinversiones. El valor recibido este año por esas operaciones es ínfimo, pues la meta del plan de desinversiones de Petrobras para cinco años, entre 2020 y 2024, es deshacerse de activos no estratégicos por entre 20.000 y 30.000 millones de dólares. Uno de los procesos más avanzados actualmente es el que Petrobras lanzó para vender ocho de sus trece refinerías, que cuentan con casi la mitad de la capacidad de refino de la empresa y por las que aspira a recibir cerca de 8.000 millones de dólares.
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Presentaron en Mendoza un colectivo que funciona con GNC La Sociedad de Transporte de Mendoza (STM) fue elegida para realizar la primera prueba en este tipo de motorización en buses que se lleva a cabo en la provincia.
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a unidad estará a prueba en algunos recorridos que presta la STM, durante los próximos 60 días. Los pasajeros viajarán de manera gratuita, para que puedan conocer las comodidades que ofrece un ómnibus a GNC. En la presentación estuvieron el secretario de Servicios Públicos de la provincia, Natalio Mema; el presidente de la Sociedad de Transporte de Mendoza (STM), Daniel Vilches; y representantes de Corven Motors Argentina. “Hemos recibido una muestra de este colectivo, que es de la misma marca de la unidad eléctrica que funciona en la provincia e iremos recibiendo diferentes propuestas para luego hacer una licitación y adquirirlos probablemente el año que viene. Ha sido muy importante en este sentido que se haya destrabado la discusión legislativa en cuanto al presupuesto, porque es la única forma de que podamos tener estas unidades”, comentó el secretario de Servicios Públicos, Natalio Mema, y agregó: “Es un colectivo que solo en dióxido de carbono ahorra un 70% de emisiones respecto al diésel”. “La STM ha recuperado 2
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millones de pasajeros anuales desde que fue reestructurada,
da y bomba de dirección eléctrica, tres puertas (delantera,
empezamos con una ley seguimos con una actualización de la empresa y continuamos con la flota más importante de Argentina y la segunda en Latinoamérica en materia de colectivos eléctricos”, dijo Mema. El bus presentado tiene una capacidad para 60 pasajeros; aire acondicionado frio/ calor, suspensión de aire (2 en la parte delantera, 4 en la trasera), sistema de dirección asisti-
central y trasera) y rampa para discapacitados. El titular de la Sociedad de Transporte de Mendoza, Daniel Vilches manifestó: “Esta es la
primera prueba que se hace de este tipo en motorización en la Argentina y estamos agradecidos a la empresa Corven que haya elegido a las STM como primera experiencia nacional acompañado de la voluntad del Gobierno Provincial en escalar y mejorar cada día la prestación del servicio de transporte y bajar el costo del sistema, porque aquí hay un aporte económico que está vinculado con disminuir el costo del combustible y por supuesto una ganancia ambiental”. Luciano Lorenzo, representante de Corven, expresó: “Nuestra empresa tiene un compromiso con el desarrollo de las energías renovables, y también con el trabajo conjunto entre lo público y privado”.
Estacioneros pidieron reunión con la Subsecretaría de Hidrocarburos Fue tras conocer el DNU que da origen al Plan Gas.Ar y que establece que las bocas de carga no podrán comprar más a las distribuidoras.
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l plan Gas.Ar establece varios cambios para el sector del gas natural comprimido, entre ellos su exclusión de la demanda garantizada, es decir, se prescinde del volumen asignado a las distribuidoras; con lo que las estacio-
nes de carga sólo podrán comprar el gas natural a las empresas productoras y pagarlo al precio que se establezca en el mercado. Tras enterarse de este cambio en las reglas del juego, los empresarios nucleados en la asociación Expende-
dores Unidos, solicitaron con carácter de urgente una reunión la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Oporto Videla; porque temen que se modifiquen las condiciones de suministro. Antes de la publicación del DNU en el Boletín Oficial, los expendedores
habían solicitado reuniones con el secretario de Energía, Darío Martínez, y con el interventor del Enargas, Federico Bernal, para manifestarles la profunda preocupación por el contenido, los criterios y alcances, establecidos en el “Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino”, pero no tuvieron éxito. “Resulta importantísimo concretar un encuentro virtual para que podamos trazar un camino posible y cierto”, exponen los empresarios en la nota presentada ante la Subsecretaría de Hidrocarburos. “Se nos presentan una serie de dudas y con el objeto de poder llevar tranquilidad a todos los actores involucrados, sería muy valioso para nosotros contar con vuestra opinión”, agregan y aseguran que “debido a que los efectos de la puesta en vigencia del esquema podrían resultar muy perjudiciales para el desarrollo futuro de toda la cadena de valor del GNC, es que desearíamos mantener una reunión con Uds. y sus colaboradores”.
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