Paraguay no permitirá obras en Yacyretá hasta solucionar deuda con Argentina

El vecino país, con el que se comparte la represa, no permitirá que se realice ningún tipo de obra hasta que se solucionen las diferencias entre ambos países sobre el pago de la deuda de su construcción, lo aseguró ayer el director del lado paraguayo, Ángel Recalde. Recalde, quien hizo las declaraciones tras reunirse con el presidente paraguayo, Horacio Cartes, se refirió a los trabajos técnicos que se contemplan para construir el brazo Aña Cua, que completaría la represa y sumaría tres turbinas, pero reiteró que no se realizará hasta estar solventado el problema de la deuda. “No hay posibilidad de hacer una obra en el brazo Aña Cua, ni ningún tipo de obra en la central hidroeléctrica de Yacyretá, hasta tanto no se subsane el problema de la deuda. Es una posición del Gobierno y no lo pueden cambiar ni los directores de Yacyretá juntos ni ningún otro funcionario”, explicó Recalde. Aún así, Recalde indicó que tanto Argentina como Paraguay están de acuerdo en el beneficio que tendría el proyecto Aña Cua en cuanto al aumento del potencial de Yacyretá, aunque subrayó que la prioridad del Gobierno es resolver el problema de la deuda antes de cualquier otra acción. Recalde puntualizó que ello no implica que no se trabaje en la preparación de la documentación técnica requerida para que “alguna vez, cuando se solucione el problema (de la deuda), se tenga todo listo como para llamar a licitación”. El Gobierno paraguayo manifestó el pasado abril que el monto que asume por esta deuda es de 5.000 millones de dólares, y ratificó que no le corresponde pagar cargos por intereses, postura que ha mantenido desde entonces y que, según Recalde, “no cambió ni va a cambiar”. Sin embargo, el reclamo de Argentina por la deuda tiene tres componentes: el capital aportado originalmente por ese país para la construcción de la represa, la actualización de ese capital y los intereses que a lo largo del tiempo fueron devengando, lo que ascendería hasta 12.800 millones de dólares Paraguay y Argentina tienen pendiente reanudar un encuentro binacional que se suspendió en noviembre en Encarnación (sur) en el que estaba previsto que Cartes se reuniera con el presidente argentino, Mauricio Macri, y trataran el tema de la hidroeléctrica, entre otros asuntos. Los dos países instalaron el pasado mayo una mesa permanente para negociar sobre esta deuda, como fruto de la visita oficial de Cartes a Buenos Aires ese mismo mes. Durante la construcción de la represa, Argentina corrió con la mayor parte de la inversión correspondiente a las obras, lo que originó una millonaria deuda para Paraguay, cuyo monto ha sido eje de discusión durante años. Fuente: EFE.

Aumento de la demanda de electricidad

La demanda eléctrica en enero de 2017 aumentó un 0,8% comparada con el mismo mes del año anterior. De esta forma, se quebró una tendencia de 5 meses consecutivos de caída en el consumo de electricidad en el país. Sin embargo este incremento puede ser producto de mayor consumo del a/a

Tal como se observa en el gráficos, la demanda de enero de 2017 marca un nuevo máximo histórico para el consumo mensual de electricidad (el anterior había sido en enero de 2016).

Avances en la implementación de Redes Inteligentes. Productores/Consumidores

El proyecto piloto de redes inteligentes con integración a fuentes de energías renovables, denominado PRIER, firmará un ‘Convenio de Adhesión’ al programa de la Provincia de Santa Fe ‘Prosumidores’, el cual garantiza incentivos de inyección de energía limpia a la red a los cerca de 60 viviendas que participarán de esta experiencia única en Argentina.

Las ‘redes inteligentes’ (o Smart Grid) son un novedoso sistema de distribución de energía que ya goza de varios años en el mercado energético de Europa y Estados Unidos, pero que en Argentina hasta el momento no se ha implementado.

Entre sus principales características: facilita el control del consumo eléctrico, promoviendo conceptos de eficiencia energética; posibilita a la distribuidora o cooperativa eléctrica opciones de tele-comando, que pueden ser leídos remotamente y tienen capacidad de transmitir información a un punto central de monitoreo y control, lo cual permite reparos de líneas rápidamente; y promueve la interacción de usuarios con la red eléctrica por medio de fuentes de energías renovables.

Existen diferentes experiencias piloto de redes inteligentes que se están queriendo implementar en el país, aún todas en etapa de planificación. Una de ellas es el proyecto denominado “Generación distribuida con energías renovables, aportes tecnológicos, sociales, ambientales y económicos de su aplicación en la red inteligente de (la localidad de) Armstrong”, provincia de Santa fe.

Esta propuesta, impulsada por el consorcio PRIER, conformado por la Cooperativa de Provisión de Obras y Servicios Públicos Ltda. de Armstrong (CELAR), la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) y el Instituto Nacional de Tecnología Industrial INTI, contará con un importante apoyo del Gobierno de Santa Fe tras la firma de un Convenio de Adhesión al Programa de incentivos Prosumidores que se celebrará el día de hoy, a partir de las 10 de la mañana, en sede del CELAR. Participarán de la firma del Convenio la Secretaria de Estado de la Energía de Santa Fe, Verónica Geese, el Subsecretario de Energías Renovables, Maximiliano Neri, autoridades locales y referentes de la CELAR.

“Este nuevo avance posibilitará enriquecer el actual proyecto brindando la posibilidad de que aquellos ciudadanos de Armstrong que desarrollen una instalación de generación con energías renovables puedan conectarse a la red y tener los beneficios que ya se encuentran disponibles para el resto de la provincia conectada a las redes de la EPE”, destacan desde el consorcio PRIER.

YPF se quedó con el 100% de un promisorio bloque de gas

La petrolera YPF se quedó con el 100% del un bloque gasífero de alto potencial en Vaca Muerta. Se trata de Aguada de la Arena, cuya posesión compartía con la uruguaya PetroUruguay a la cual le compró su participación (un 20%) por 18 millones de dólares, según informó días atrás en la Bolsa de Comercio.

El 80% restante ya estaba en manos de la firma de capitales estatales, luego de que ésta se la comparara a Pampa Energía por 68 millones de dólares el año pasado.

Esta operación fue central para que la operadora que conduce Marcelo Mindlin pudiera financiarse para la adquisición de Petrobras.

Según informó YPF, la compra a la petrolera uruguaya se dio tras el ejercicio del denominado “derecho de preferencia”, una cláusula que le permitía igualar la mejor oferta recibida.

“Las partes se encuentran en proceso de instrumentación de los acuerdos correspondientes”, señaló el texto, firmado por el CFO Daniel González.

El 80% del área Aguada de la Arena había sido adquirido a Pampa el año pasado. Ahora, obtuvo el 20% restante de PetroUruguay.

En 2018 podrían formalizarse contratos de energía entre privados

El Ministerio de Energía y Minería publicó la Resolución 19 que aumenta el precio de pago en dólares a las empresas privadas de generación de electricidad, en cerca de un 50 por ciento, y duplica premios por el cumplimiento de objetivos. La se publicó con la intención de impulsar la actividad y “propiciar las inversiones necesarias por parte de los Agentes Generadores para el mantenimiento e incremento de la disponibilidad de sus equipos”. Según la reglamentación, cada agente generador, cogenerador y autogenerador titular de una central de generación térmica convencional podrá suscribir Compromisos de Disponibilidad Garantizada (CoDiG), por la potencia y energía de las unidades instaladas. Tales compromisos cubrirán lapsos de tres años y se podrán diferenciar valores en los distintos períodos estacionales semestrales de verano (noviembre-abril) y de invierno (mayo-octubre). Asimismo, especialista opinan que se establecieron incipientes lineamientos para que se puedan avanzar en contratos entre privados para la comercialización de energía eléctrica. No sólo falta instrumentar un marco preciso para que se pueda comenzar a celebrar este tipo de contratos sino establecer todo un proceso de descentralización de la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, CAMMESA. La Resolución 19 corrige la Resolución 22, que había establecido un esquema remuneratorio para los generadores; ahora, esta nueva Resolución modifica eso y establece un esquema para el pago de potencia y la posibilidad de que estos generadores firmen contratos de potencia y energía asociada con el mercado, pero aún representados por CAMMESA”. El precio base para la disponibilidad garantizada ofrecida será de u$s 6.000 mensuales por MW para el período mayo-octubre, y de u$s 7.000 desde noviembre, mientras el adicional para incentivar la oferta en los períodos de mayor requerimiento del sistema se fijó en u$s 1.000 y u$s 2.000, respectivamente. Los generadores recibirán una remuneración mensual de u$s 2 por Mwh por la energía operada, más un adicional en función del cumplimiento de objetivos de reducción de consumos de combustibles. En este sentido se definirá para cada tipo de tecnología un valor medio de referencia de consumo y en forma trimestral se cotejará con el combustible efectivamente consumido. El Ministerio de Energía y Minería fijó también los precios base de la potencia para los generadores hidroeléctricos, tanto convencionales como de bombeo (que van desde u$s 2.000 hasta u$s 8.000 por Mw mensual), y los correspondientes adicionales (hasta u$s 1.000 por Mw). El cobro del adicional queda ligado en un 50% a dos factores: a que el generador hidroeléctrico disponga de un seguro para la cobertura de incidentes mayores sobre el equipamiento crítico (turbinas, generadores, transformadores, etc.) y a la actualización progresiva de los sistemas de control de la central hidroeléctrica, de acuerdo con un plan de inversiones a presentar. La remuneración variable estas centrales, agrega la resolución, se compone de un precio en función de la energía generada (u$s 3,5 por Mwh) y otro vinculado a la energía operada en cada hora (u$s 1,4). Por último, se fijan pautas para remunerar la energía generada por fuentes no convencionales: los precios base de las centrales eólicas será de u$s 7,5 el Mw; para las solares fotovoltaicas, u$s 8,5; y para las de biomasa, biogas o residuos, u$s 10 el Mw. Como en los casos anteriores, también para las renovables se contemplan adicionales vinculados a la disponibilidad de equipamiento instalado con un tiempo de permanencia superior a los 12 meses: de u$s 17,5 por Mw; u$s 18,5; y u$s 10, en forma respectiva. Fuente: Energía Estratégica

El gobierno de Mendoza gestiona financiamiento para emprendimientos de renovables con participación nacional

Funcionarios mendocinos se reunirán en Buenos Aires durante tres jornadas con entidades bancarias, autoridades de las empresas canadienses que desarrollarán los proyectos solares y representantes del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), para avanzar con las estructuras financieras y el contenido local de los proyectos. Los encuentros buscan acercar a las entidades financieras adjudicadas para créditos del Plan de Energías Renovales Argentina 2050 con las empresas que ejecutarán los emprendimientos mendocinos, y así, a la brevedad, lograr avanzar con las alternativas de financiamiento.

Salta: normas para que los usuarios de electricidad puedan vender energía a la red

Desde el 2014 que la Provincia de Salta tiene en vigencia su Ley de Balance Neto Nº 7824: marco legal que permite a usuarios residenciales, comerciales e industriales inyectar energía limpia (mediante fuentes de energías renovables) a la red de baja tensión, con el fin de compensar lo consumido con lo generado. Según prevé la norma, se pueden instalar hasta 100 kW de potencia para los usuarios industriales y 30 kW para los usuarios residenciales. Asimismo, con motivo de generar mayores incentivos, la Provincia impulsó algunas medidas concretas, como el reconocimiento de una tarifa preferencial y el otorgamiento de ‘certificados de crédito fiscal’, “que serán entregados por un monto de hasta el setenta por ciento (70%) de las inversiones efectivamente realizadas”, es decir, para la compra de fuentes de energía renovable, lo que se traduciría en alrededor de un 50 por ciento del costo total de la instalación. En lo que respecta a tarifas de incentivo el beneficio otorgado será por los primeros dos años de conexión, al tercero comenzará la compensación de unidades física monetizando sólo los excedentes al valor de generación o consumo según corresponda. De acuerdo al esquema publicado por la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta (Edesa) el reconocimiento por tecnología es el siguiente: solar 5,65 pesos el kWh; biomasa 0,899 pesos el kWh; eólico 1,23 pesos el kWh; y mini-hidroeléctrico 1,16 pesos el kWh. Desde que la Ley Nº 7824 está en vigencia existen 4 proyectos en ejecución.

Expectativas con relación a Renovar

Experto en la industria eólica considera que el plan de licitaciones que hizo posible la adjudicación de tales proyectos, Programa RenovAr, “ha contribuido en calibrar el riesgo país”. Es que para la subasta (Ronda 1) se presentaron ofertas por 6346.3 MW, lo que demostró un gran interés por parque de inversores nacionales y extranjeros. Cabe destacar que buena parte de los MW adjudicados (2389,5) corresponden a proyectos eólicos y solares. ¿qué balance del 2016 en materia de energía eólica y solar en Argentina? El año 2016 era sin duda un punto de flexión para las energías renovables en Argentina. En particular la energía eólica y la energía solar fotovoltaica se beneficiaron de sus cualidades en ofrecer capacidad de generación eficiente en coste y con un corto plazo de construcción, lo que el nuevo Gobierno aprovechó para impulsar inversiones con un rápido retorno. También era una buena oportunidad para atraer inversores internacionales al país: los riesgos técnicos de las inversiones en energías renovables que principalmente dependen de los recurso naturales como el viento y el sol, se evalúan de acuerdo a estándares internacionales bien establecidos, y los riesgos de mercado y comerciales están asociados principalmente al PPA y el marco regulatorio relacionado. ¿2017 será un año de expansión de las renovables en el país? 2017 es el año de las energías renovables: se firmaron los primeros contratos adjudicados y los primeros proyectos ya arrancaron la construcción. ¿Y de qué dependerá éxito del RenovAr? Es importante que se mantengan los compromisos establecidos en los contratos en cuanto a garantías y plazos de ejecución. Cuando se abrieron los sobres, a muchos les sorprendió el nivel de precio tan bajo – llegó a ser inferior a la mitad de las tarifas que se negociaron solamente un año antes en el contexto de la resolución 108. El coste de generación (y por ende el precio cotizado) refleja en gran medida el coste de capital, o sea, la rentabilidad esperada de la inversión. Es importante que los adjudicatarios que se comprometieron a estas rentabilidades, muestren que efectivamente ponen a disposición los fondos. Por otro lado, se rumorea que en marzo saldrá la reglamentación que permita contratos entre privados y Grandes Usuarios. ¿El hecho de que se haya demorado la resolución de alguna manera perjudica el desarrollo del mercado entre privados, teniendo en cuenta que CAMMESA ya está avanzando en la construcción de parques? El mercado entre privados tiene un enorme potencial. Grandes Usuarios desde 2013 en evaluan la factibilidad de invertir en proyectos de energías renovables: el coste de generación es por debajo del coste de oportunidad. En consecuencia, hoy día vemos, más que nada, proyectos de auto generación de usuarios realmente muy grandes. El retraso en preparar la resolución evidentemente demora el despegue de mercado de PPA, pero es preferible sacar una resolución que resuelva todos los riesgos regulatorios a anticiparse con una norma que queda a medias. Era más fácil redactar la normativa alrededor de RenovAr, que reglamentar el abastecimiento de los Grandes Usuarios. Por otra parte, ¿continúan recibiendo consultas por parte de Grandes Usuarios interesados en abastecer su 8 por ciento con energías limpias? Sí, estamos asesorando a varios Grande Usuarios y estoy convencido de que una buena reglamentación de contratos entre privados va a impulsar un mercado importante. ¿Y sobre qué opción están pretendiendo volcarse, sea contratar energía vía CAMMESA, con un privado (una vez publicada la resolución) y la autogeneración? El mercado para PPA recién se está estructurando. Por lo contrario, ya existen antecedentes de proyectos de autogeneración. Además, a partir de un determinado tamaño de proyecto, el coste de auto generación es menor al coste de abastecerse mediante un PPA con un tercer generador. Pero dependerá de la reglamentación, qué valor el auto-generador podrá asignar a la generación excedente, y de eso dependerá si podrá realizar una inversión superior a la que es necesaria para cubrir su demanda de 8-20 por ciento. En el caso idóneo, que es que la resolución brinde un marco estable para que se establezca un mercado de PPA privados, y que defina las opciones de los auto generadores para expandir su inversión más allá de su compromiso mínimo, pienso que la mayoría (en cantidad) de los Grandes Usuarios van a optar por un PPA, aunque medido en MW o inversión la auto generación va a jugar un papel muy importante, tal vez más importante que los PPA privados. Y al optar por la autogeneración, ¿se sabe si se reconocerá el excedente de la energía renovable generada, superior al 8 por ciento obligatorio por Ley (27.191)? Hay que esperara a la resolución.

El Gobierno trabaja con entidades del sector para diversificar la matriz energética al 2035

La acción se enmarca en el acuerdo firmado entre el Ministerio de Energía y Minería y la plataforma denominada Escenarios Energéticos 2035. La plataforma Escenarios Energéticos 2035 es un “proceso de diálogo entre instituciones del sector académico, sociedad civil y sector privado que se enfoca en la evaluación de diferentes opciones de cubrimiento de la demanda de energía eléctrica y de gas natural al año 2035”. En Argentina, la propuesta surgió en 2012 con miramientos al 2030. Allí entidades del sector presentaron esquemas sobre cómo debería ir evolucionando la matriz energética argentina, teniendo en cuenta una serie de variables concretas. En 2015 el proyecto tuvo una actualización. Se llevó a cabo una segunda ‘ronda de escenarios’, esta vez apuntada al 2035. Durante todo el proceso un Comité Ejecutivo, integrado por el Centro de Estudios de la actividad Regulatoria Energética (CEARE), el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), la Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN) y Fundación Avina, actuó como fiscalizador y promotor de la iniciativa. Como escenaristas (quienes presentaron sus propuestas de matrices energéticas para el país), en representación de organizaciones de la Sociedad Civil, el sector empresario y la academia, participaron: los Verdes-FEP, la Fundación Vida Silvestre, la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la Argentina (AGEERA) en alianza con la Unión Industrial Argentina (UIA), la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME), la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) y el Grupo de Energía y Ambiente (GEA) de la Universidad de Buenos Aires (UBA). Pese al extenso trabajo de las entidades, las propuestas no tuvieron demasiada relevancia en el plano político. No obstante, tras la firma de un acuerdo entre el Ministerio de Energía y Minería y la plataforma Escenarios Energético al 2035, celebrada el pasado 28 de diciembre, todo indica que la nueva ronda de escenarios, a elaborará durante este año, será atendida por el Gobierno nacional. La mecánica de trabajo será la misma que se empleó anteriormente pero con algunos cambios sustanciales. Ahora, el convenio coloca a la Secretaria de Planeamiento Energético de la Nación, dirigida por Daniel Redondo, como una de las organizaciones del Comité Ejecutivo evaluador, junto al CEARE, el ITBA y Fundación Avina. Mauricio Roitman, Subsecretario de Escenarios Energéticos de Planeamiento Energético, será el funcionario que tomará parte en nombre del Ministerio de Energía. En este nuevo ejercicio, FARN pasará a ser escenarista al igual que el Gobierno de la Provincia de Córdoba, a través de su Consejo Asesor de Políticas Energéticas. En suma, serán 9 las entidades que durante este año desarrollarán esquemas sobre cómo deberá evolucionar la matriz energética argentina al 2035. Vale destacar que cada entidad del Comité Ejecutivo designará un agente para que constituya el Comité Técnico, encargado de acompañar el desarrollo de las matrices energéticas de cada escenarista. Es decir que Energía tendrá un contacto íntimo con todos los participantes. Este año habrá tres instancias a definir. En primer lugar, un período en el cual se da un consenso de variables e insumos que se van a tomar como información de base (como por ejemplo el precio por tecnología); después, la elaboración de los escenarios, propiamente, donde cada escenarista trabajará junto al Comité Técnico en sus proyecciones; por último, un período de elaboración de síntesis, donde se compararán todos los escenarios y donde se comenzará a redactar lo que luego será una nueva publicación Escenarios Energéticos al 2035. fuente: energiaestrategica

Evolución de la potencia instalada. Incorporación de plantas hidroeléctricas

En el gráfico a continuación se pueden observar la evolución anual (en potencia) de la composición de las distintas tecnologías de generación desde 1992 hasta 2015. Claramente se diferencia el rápido crecimiento de la generación térmica y la lenta evolución y estancamiento de la generación hidraulica. En tanto que las energías renovables no convencionales no inciden en el total.

En el gráfico siguiente se aprecia la incorporación anual de nueva potencia hidroeléctrica desde 1920 hasta 2004. Es notable que las mayores incorporaciones se producen con la intervención del Estado. En tanto que en los últimos 20 años la disminución de las nuevas incorporaciones es drástica.

El BCRA deja la tasa de interés en 24,75% por un repunte de la inflación

En el Central apuestan a que el índice núcleo baje de 1,7% en el próximo trimestre. Preocupado por una inflación que no baja a la velocidad esperada, el Banco Central de la República Argentina (BCRA) mantuvo en 24,75 por ciento anual su tasa de política monetaria, debido a que las estimaciones e indicadores de inflación siguen mostrando "señales mixtas". Ayer se efectuó la última licitación semanal de Lebac, que dio lugar ayer a una expansión de la liquidez de 10.943 millones de pesos, modalidad que será mensual a partir del mes próximo. El BCRA señaló que la evolución de los precios en enero tuvieron "un mejor comportamiento en la segunda mitad del mes que en la primera". Al respecto, la autoridad monetaria hizo saber en un comunicado que "como resultado de toda la información disponible, decidió mantener inalterada su tasa de política monetaria, el centro del corredor de pases a 7 días, en 24,75 por ciento". La oferta de Lebac alcanzó un nivel de $65.105 millones y expandieron liquidez por $10.943 M También dijo que si bien durante "la última semana no se publicaron datos oficiales de inflación", las estimaciones de precios "y los indicadores de alta frecuencia de fuentes estatales y privadas monitoreados" por la entidad "muestran señales mixtas sobre la evolución de los precios en enero". El Central recordó que en los últimos Comunicados de Política Monetaria ya se había advertido que el IPC-GBA publicado por el INDEC había registrado "una inflación núcleo de 1,7% en diciembre, igual a su promedio mensual del segundo semestre". Reiteró además que en los próximos meses, la inflación núcleo debería "ubicarse en un nivel inferior al mencionado y con tendencia decreciente, de cara a un año en el que se esperan aumentos de precios regulados superiores a los del resto de los componentes del IPC". "Esta institución se mantiene atenta al desarrollo próximo de su evolución, a los fines de asegurar que su trayectoria sea consistente con la meta de inflación para este año", planteó. Por último, la entidad se comprometió a seguir "manteniendo un claro sesgo antiinflacionario para asegurar que el proceso de desinflación continúe hacia su objetivo de una inflación entre 12% y 17% durante 2017". Ayer se efectuó la última licitación semanal de Lebac, que pasará a ser mensual Las últimas Lebac En tanto, las oferta de Lebac alcanzó un nivel 65.105 millones de pesos, de los cuales se adjudicaron 64.707 millones, lo que implicó una renovación parcial del vencimiento que era de 75.200 millones y determinó la mencionada expansión de 10.493 millones de pesos. Las tasas de corte se ubicaron en 23.2%, 22.99%, 22.25%, 22%, 21.9% y 21.74% para los plazos de 42, 77, 105, 168, 231 y 287 días, respectivamente.

La industria cayó 4,6% en 2016

El Indec confirmó que la industria atravesó un año con fuertes complicaciones al registrar un derrumbe de 4,6% durante todo 2016, que concluyó con una contracción de 2,3% durante el último mes del año. Los indicadores oficiales se encuentran levemente por debajo de las previsiones de la UIA, que contempla un hundimiento de la producción de al menos 5% ante la contracción del mercado interno y las complicaciones externas. El Estimador Mensual Industrial (EMI) demostró que el peor de los escenarios para las fábricas argentinas llegó durante el segundo semestre, cuando la recesión mostró contracciones entre 4% y 4,9 por ciento. Y entre las razones de la crisis manufacturera se ubican en primer plano la caída del consumo por la reducción del mercado interno y el efecto de la depresión económica de Brasil, principal socio comercial de la Argentina. La caída de la industria generó una fuerte pérdida de puestos de trabajo y los empresarios del sector insistieron en la necesidad de reactivar el consumo e incentivar la producción local. De acuerdo con los datos que emitió el organismo que conduce Jorge Todesca, entre los rubros más castigados se ubicaron: industrias metálicas básicas, con un desplome de 14,6% en la medición interanual y la actividad automotriz fundamentalmente por Brasil con una baja de 8,3 por ciento. A lo largo de 2016 la industria metalmecánica (excluido el sector automotor) bajó 5,9%, la textil perdió 4,3% y la refinación de petróleo retrocedió 4,2 por ciento. Otro sector que sufrió un fuerte impacto fue la producción tabacalera, que terminó con una baja de 8,4%, en un año con cierre de plantas y fuerte incremento en los precios de los cigarrillos. El rubro alimentos cerró 2016 con una caída total de 1,2% respecto del año anterior, registrando las bajas más fuertes la producción de lácteos, con 13,7%, seguido por bebidas, con 4%, y carnes rojas con 3,2 por ciento. Dentro de ese mismo sector terminaron con aumentos los rubros molienda de cereales, con 7,9%, y la producción de azúcar, con 1,3%, siempre en la comparación con 2015. La encuesta entre los empresarios señaló que las expectativas de recuperación aún son inestables, a pesar de la reacción de algunos sectores de la economía que impactan en la producción, como la dinamización de la obra pública o el inicipiente crecimiento de las ventas de autos a Brasil. Por caso, en el rubro dotación de personal, 73,3% de las empresas no espera cambios, 13,7% prevé una disminución y 13% anticipa una suba. Las industrias de metales básicos y la automotriz fueron los sectores más golpeados por la recesión En tanto, el 58% de las empresas no anticipa cambios en la utilización de la capacidad instalada durante el primer trimestre de 2017, 21,4% prevé una baja y 20,6% vislumbra una suba. Fuente: Bae

Convenio laboral por Vaca Muerta

Con la firma concretada de la adenda al convenio laboral petrolero para los yacimientos de Vaca Muerta, las empresas se ilusionan con los potenciales acuerdos que puedan lograr con futuros socios. Es que, más allá de los u$s 5000 millones que prometieron desembolsar este año, las nuevas reglas permiten presentar Vaca Muerta a los inversores del mundo con buenas chances de conseguir dinero. El presidente de YPF, Miguel Ángel Gutiérrez, anunció semanas atrás que la compañía con mayoría estatal asignará a los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta unos u$s 2300 millones en 2017. Según fuentes del sector, el año pasado la inversión para esos pozos habría rondado los u$s 1500 millones, por lo que la adenda laboral pone como piso una inversión superior en u$s 800 millones. A esto hay que agregarle los convenios que pueda lograr asociándose con empresas como Chevron, Dow y Petronas, agazapadas a la espera de estos cambios para desarrollar nuevas áreas. Pan American Energy (PAE), de la familia Bulgheroni, invirtió en 2016 u$s 1400 millones en Vaca Muerta y todavía no tiene calculado el plan de inversiones para este año. Algunos operadores vinculados con la empresa, sin embargo, evalúan que podría acercar socios, pero no tienen claros los números. El ex secretario de Energía Emilio Apud piensa que YPF y PAE necesitarán buscar socios en el exterior, "principalmente en Estados Unidos" para explotar al máximo los yacimientos de Vaca Muerta. En tanto, firmas como Shell y ExxonMobil "tienen sus propios recursos, pero van a requerir financiamiento". A su vez, repitió que aproximadamente dentro de 8 años se llegaría a cubrir la demanda local de gas si hay inversiones en esos yacimientos por u$s 10.000 millones anuales en continuado, montos que antes eran imposibles porque, según él, "el gobierno anterior no cumplía las leyes y no tenía políticas de Estado". "Vaca Muerta era inviable sin esta adenda. Si no, el precio internacional del petróleo debería haber estado muy alto y la producción de gas estar muy subsidiada", declaró. A tres semanas exactas del anuncio que hizo Macri en Casa Rosada sobre el entendimiento entre el Estado nacional, la provincia de Neuquén, los sindicatos y las empresas que operan en Vaca Muerta, recién ayer se materializó la suscripción del acuerdo, que ayudaría a reducir entre un 30% y un 40% los costos laborales, según estimaciones privadas. "Este acuerdo va a permitir desarrollar esta reserva maravillosa que tiene Argentina, atrae inversiones al país y abre la puerta del trabajo a las industrias que operan alrededor", aseguró el Presidente. El mandatario aprovechó, de paso, para criticar al gobierno anterior. "De esta manera, vamos a lograr salir de algo que todavía nos cuenta entender por qué nos pasó, porque cada uno de esos barcos que llegaron trayendo gas fueron cientos de puestos de trabajo de argentinos que perdimos. Eso enmarañó todo y generó en el sector un enorme nivel de tensión, de incapacidad, de intolerancia", lanzó en elíptica referencia al déficit energético producido durante los 12 años de kirchnerismo. En tanto, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez (del Movimiento Popular Neuquino), valoró que las partes se hayan sentado en la misma mesa a negociar y sentar las bases para el desarrollo estructural de la cuenca". Gutiérrez le pasó la pelota a las empresas. "Ahora la palabra la tienen las operadoras, queremos que rápidamente empiecen a producir", dijo el gobernador. Fuente: El Cronista Comercial

Aumento de tarifas eléctricas de Edenor y Edesur

En el cuadro se pueden apreciar los incremento tarifarios dispuestos por el Minem a partir de febrero 2017 según niveles de consumo

En el segmento de consumo “R1”, un 30% de los usuarios, de 0 a 150 kilowatts/hora por mes, pasarán de pagar $131 en enero de 2017, a pagar $80 más en dos etapas (febrero y marzo), hasta un máximo de $211 por mes. El aumento en las facturas será de 60 por ciento. El segmento “R2”, un 40% del total (1.200.000 usuarios) que consume de 150 a 300 kw/hora por mes paga hoy $237 y va a pasar a pagar en marzo un máximo de $420 por mes, es decir 183 pesos más. El incremento en las boletas será en este caso de 77 por ciento. Un 25% de los usuarios del área metropolitana de Buenos Aires y conurbano, tiene un elevado consumo en un rango de 300 a 600 kWh/mes. Hoy esta franja de consumidores abona unos $618 por mes. Con los dos tramos de aumento (en febrero y marzo) pagarán 90% más, a un máximo de $1.175 por mes. Una mínima proporción de usuarios (5%) concentra los máximos consumos, en un rango de 600 a 1.500 kWh/Mes, y abona unos $1.418 mensuales. Para ellos, el aumento dispuesto será hacia marzo del 148%, hasta un máximo de $3.524 por mes. TARIFA SOCIAL En el caso de los usuarios que accedieron a la tarifa social, se va a mantener un “bloque gratuito” de consumo de 150 kilowatts/hora por mes. Una excepción la constituyen los usuarios de las provincias del Noreste (NEA), que no cuentan con acceso a la red de gas natural y dependen exclusivamente de la energía eléctrica. Para ellos, el “bloque gratuito” será 300 kWh/Mes por mes gratuitos. Todo consumo en exceso de dichos valores se les va a facturar a los beneficiarios de tarifa social con descuentos cuya magnitud va a depender si el consumo es igual o inferior a 2015, o superior. La tarifa social establecerá ahora un precio por todo consumo en exceso del 15% del precio estacional del mes correspondiente, lo que significa que se mantiene el bloque gratuito más un pago sobre el excedente con descuento del 85%, siempre y cuando se mantenga o reduzca el nivel de consumo respecto del mismo período de 2015. En el caso de que aumente el consumo respecto del mismo lapso de 2015, el cliente beneficiario de la tarifa social va a pagar también con descuento sobre el excedente de los 150 kWh/Mes por mes, pero inferior al de la familia que sí mantuvo su consumo o lo ahorró. Este descuento será del 25% en el mes de febrero y del 50% en marzo. El estímulo al ahorro se mantiene y la factura se puede reducir en 10 o 20 por ciento si se ahorra consumo respecto del mismo mes de 2015 en la misma proporción. Cabe recordar que el gobierno nacional es responsable del control y la regulación de generación y transporte de la electricidad en todo el país; pero en distribución, sólo es responsable en dos concesiones federales que son Edenor y Edesur, el resto está bajo la regulación de jurisdicciones provinciales y, en algunos casos, municipales. Fuente: Infobae