De esta manera, el Gobierno se desliga de la operatoria seleccionando a un comercializador que se ocupe de importar GNL y distribuir en el mercado interno el gas resultante de su regasificación, utilizando la capacidad disponible de la terminal de Escobar y con punto de entrega en Los Cardales.

Al respecto, desde el Ejecutivo remarcaron que “el nuevo esquema contempla un único operador que reemplazará al Estado y brindará mayor previsibilidad y eficiencia en el servicio”, según pudo saber la Agencia Noticias Argentinas.

El pliego licitatorio establece que las ofertas se recibirán el 6 de abril y la adjudicación está prevista para el 21 del mismo mes. La distancia entre una fecha y la otra genera inquietud en el sector teniendo en cuenta que el criterio de selección es económico.

Además, los analistas del mercado advirtieron al medio especializado EconoJournal que el ganador tendrá apenas días para asegurar los cargamentos que deberían arribar en mayo, en un mercado global de GNL condicionado por el conflicto en Medio Oriente.Canon de entrada: el adjudicatario deberá pagar una prima de US$98,5 millones a Enarsa e YPF (accionistas de la terminal de Escobar).Requisitos: patrimonio neto superior a US$125 millones y experiencia en trading por más de US$800 millones en los últimos cinco años.

Los candidatosTrafigura: el gigante suizo que ya opera la marca Puma en el país y tiene experiencia importando gas desde Bolivia.YPF: la petrolera de bandera, que además de ser socia en la planta de Escobar, posee el mayor conocimiento del mercado interno y capacidad de trading.TotalEnergies y Naturgy: compañías con fuerte presencia local que analizan los riesgos del nuevo esquema.El nuevo modelo propuesto por el Gobierno enfrenta dos amenazas externas que podrían complicar las ofertas:

Escalada en Medio Oriente: la reciente tensión bélica entre Estados Unidos-Israel e Irán disparó la volatilidad del precio del GNL (referencia TTF), que oscila entre los US$14 y US$17 por millón de BTU. Cualquier adjudicatario deberá contratar costosos seguros financieros para cubrirse de saltos bruscos en el precio internacional.

Incertidumbre regulatoria: el Gobierno aún no aclaró cómo se trasladará el precio del gas importado a las facturas que pagan los usuarios finales. Sin una señal clara sobre este mecanismo, las empresas temen un “descalce” financiero: tener que pagar el gas en dólares en el exterior pero no poder cobrarlo a tiempo en el mercado local.

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) dio luz verde a los nuevos cuadros tarifarios transitorios para la Compañía Entrerriana de Gas S.A., responsable del servicio de gas natural en la provincia. La decisión quedó formalizada a través de la Resolución 34/2026, difundida en el Boletín Oficial.El ajuste comenzará a regir desde el 1° de febrero y se inscribe dentro del proceso de recomposición de tarifas impulsado por el Gobierno nacional en el contexto de la emergencia energética, vigente desde diciembre de 2023 y extendida mediante distintos decretos.

Ajuste en sintonía con el sistema nacionalDe acuerdo con lo establecido, la empresa entrerriana adoptará pautas similares a las aplicadas a las grandes transportadoras del país, como Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS).

Desde el organismo regulador señalaron que las modificaciones responden a las revisiones tarifarias quinquenales y a un esquema de actualización mensual basado en la evolución de índices oficiales, aunque aclararon que no se trata de un mecanismo automático.

La medida se conoció luego de que el Ministerio de Economía confirmara la continuidad del programa de adecuación de tarifas energéticas para febrero de 2026.Asimismo, la resolución dispone que la compañía deberá difundir los nuevos valores en medios gráficos o digitales de amplia llegada dentro de su zona de prestación durante al menos tres días, en un plazo máximo de diez días hábiles.Si la implementación coincide con un ciclo de facturación ya iniciado, se aplicará el prorrateo correspondiente, tal como lo prevé la normativa vigente del servicio.

Por Sebastián Catalano - La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) dispuso la apertura de una investigación de mercado en los sectores de distribución y comercialización de gas natural en toda la Argentina.Esta medida tiene su origen en una solicitud del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Provincia de Santa Fe y se basa en denuncias de grandes consumidores y estaciones de servicio de gas natural comprimido (GNC) sobre posibles prácticas anticompetitivas. La distorsión, aseguran en la provincia, también impacta en la tarifa de gas que pagan las familias. El proceso se inició tras la detección de supuestas distorsiones en los precios y condiciones del servicio, y por el momento abarca a una parte muy importante del negocio: todas las distribuidoras y comercializadoras del país (no a las generadoras y transportistas).De esa manera, la ANC, que hasta el año pasado era la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia y estaba bajo la órbita de Economía –ahora es un ente autárquico– hará la investigación nacional, no sólo en Santa Fe, que podría derivar en imputaciones puntuales a empresas de este sector. También podrían surgir otras medidas, como recomendaciones regulatorias.La acción se originó en reclamos por la aplicación de un sistema de “mix de cuencas” que determina la tarifa de transporte del gas natural. La sospecha de los funcionarios es que este método no representa los flujos reales de gas ni el actual peso de Vaca Muerta en la producción, lo que podría perjudicar a determinados usuarios.El ministerio santafesino presentó formalmente sus observaciones ante el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), señalando las quejas provenientes de grandes consumidores y clientes de estaciones de GNC sobre los esquemas de tarifas vigentes. Según el expediente, al que tuvo acceso Infobae, existe la sospecha de que algunas distribuidoras y sus comercializadoras asociadas habrían incurrido en prácticas contrarias a la competencia en el mercado.Según Santa Fe, podrían existir “actos o conductas que pudieran configurar una violación a la normativa vigente, o un abuso de posición dominante en el mercado de distribución y comercialización de gas natural”, como detalló la disposición de la ACN que firmó su presidente, Eduardo Montamat.En ese contexto, mencionan que se “habrían detectado potenciales distorsiones vinculadas a: (i) la aplicación de un mix de cuencas para la fijación de tarifas de transporte que no reflejaría los flujos reales de gas natural, particularmente considerando la concentración de la producción en la cuenca Neuquina; y (ii) conductas presuntamente anticompetitivas de las distribuidoras y sus comercializadoras vinculadas”.“Fuimos la única provincia que puso esto que está pasando por escrito. Lo que pedimos, sobre todo al Enargas, es que se actualicen las combinaciones de lo que se llama el ‘mix de cuencas’ de las distribuidoras y comercializadoras. Nos pasa a nosotros y a todos: ese mix –lo que viene de la Cuenca Neuquina y venía del norte, importado desde Bolivia– cambió rotundamente. No hay más importación y está Vaca Muerta, desde donde ahora llega el 100% de gas. Nos cobran más caro y no deberían, así de simple. Si funcionara el esquema que reclamamos, el gas sería entre 20 y 40% más barato. Hay inequidad regional, algo que impacta fundamentalmente en grandes usuarios, empresas, y también en las familias. Nos cobran por un transporte que ya no existe“, le dijo a Infobae Gustavo Piccini, ministro de Desarrollo Productivo de la provincia.“Hay distribuidoras y sus accionistas que también comercializan y eso no debería pasar, quedó obsoleto. La actualización tarifaria ahora es diferente, luego de la Ley Bases. Es un tema muy importante para nosotros porque tiene que ver con la competitividad de nuestras empresas”, agregó el ministro.Enargas –que ya estaría trabajando en una simplificación del esquema que ahora va a incluir el rol del Gasoducto Perito Moreno, ex Néstor Kirchner– respondió que la infraestructura y las normas regulatorias actuales determinan cómo se reparte el gas en distintas regiones. Sostuvo que la definición del “mix de cuencas” y su impacto en las tarifas es parte de su análisis técnico, aunque reconoció que la interpretación legal de autorizaciones sobre integración vertical involucra a otras autoridades.Entre las irregularidades señaladas, destaca la utilización de tarifas combinadas según el origen del gas. Dada la concentración de la producción en la cuenca Neuquina, esto podría no reflejar los movimientos reales del sector, generando ventajas para ciertos operadores y afectando la competencia y el acceso igualitario al servicio.La investigación examina, bajo la óptica de la Autoridad Nacional de la Competencia, posibles casos de abuso de posición dominante y de competencia desleal. La Ley 24.076 prohíbe explícitamente estos comportamientos y restringe la integración vertical, al impedir que un comercializador controle transportistas o distribuidores. Sin embargo, el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional 180/2004, emitido durante la emergencia pública, permitió que las distribuidoras participen, mediante empresas controladas, en actividades de comercialización. El documento advierte que esta excepción debe aplicarse de forma restrictiva y que su alcance excede las funciones de Enargas, conforme reconoció el propio ente.Las autoridades remarcaron que la apertura de la investigación no implica una conclusión sobre la existencia de irregularidades ni anticipa la responsabilidad de los agentes investigados. Y que la sola puesta en marcha del expediente representa una etapa preliminar destinada a evaluar si hay fundamento suficiente para una revisión más amplia, sin prejuzgar sobre la posible comisión de actos anticompetitivos. Infobae.

La cuenca de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, registró una producción diaria de gas natural que triplica la de Bolivia, otro histórico proveedor del recurso para Argentina.El último registro oficial ubicó el aporte de la cuenca en 90,96 millones de metros cúbicos por día, mientras que todos los yacimientos bolivianos sumaron apenas 24,33 millones de metros cúbicos diarios. Esta diferencia amplía la brecha respecto de la década pasada y marca una transformación en el flujo regional de energía en Sudamérica.Durante diecinueve años, la Argentina dependió de las exportaciones bolivianas de gas natural para abastecer su mercado interno y sus industrias. El Diario Río Negro repasó que la aceleración del desarrollo de la formación shale argentina llevó a que la balanza se inclinara con rapidez. Mientras que en 2014 Bolivia producía 60,3 millones de metros cúbicos diarios y el shale argentino era marginal, con solo 600.000 metros cúbicos, los datos de 2022 ya mostraban un equilibrio casi total. En agosto de ese año, la producción de Vaca Muerta alcanzó 36,6 millones de metros cúbicos diarios, mientras Bolivia bajaba a 42,1 millones.Este proceso responde a dinámicas técnicas y políticas distintas en ambos países. Según el análisis presentado por el Diario Río Negro, Bolivia enfrenta un ritmo de declino constante debido a la falta de exploración y nuevas reservas. Cada año, la caída oscila en torno a 4 millones de metros cúbicos diarios. El exministro de Hidrocarburos de Bolivia y socio de Gas Energy Latam, Álvaro Ríos Roca, explicó a ese medio que la escasa exploración realizada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no ha logrado reponer reservas. “La exploración en Bolivia ha sido muy mínima, y los pocos esfuerzos han sido realizados por YPFB con, yo diría, ningún éxito para reponer reservas”, declaró el especialista.Ríos Roca estimó que para finales de este año Bolivia cerrará con 26 millones de metros cúbicos diarios, cifra que cubriría apenas el 50% de la demanda interna. Así, el exministro anticipa una reconfiguración de la histórica relación energética regional: “En el 2028 Bolivia va a comenzar a necesitar hacer nuevas importaciones de gas porque se cruza con la oferta y vamos a tener que hacer toda una gestión, de manera que incentivemos la provisión del mercado boliviano porque la exploración tarda en el tiempo”.El impacto de Vaca Muerta no solo se refleja en su peso interno, sino también en las perspectivas regionales de exportación. El Diario de Río Negro detalló que a principios de este año Argentina concretó sus primeras exportaciones de gas proveniente de Vaca Muerta hacia el mercado de Brasil, operación que se realizó utilizando las redes gasíferas de Bolivia. Ríos Roca destacó la importancia de ampliar la capacidad del Gasoducto Norte de Argentina administrado por TGN (Transportadora Gas del Norte), con la meta de modular el abastecimiento de países vecinos. “Lograr el tránsito de gas en esa nueva realidad del mercado regional, que antes era de Bolivia y que ahora, por las condiciones de exploración, es un mercado que está siendo, y tiene que ser copado, por la producción argentina”, afirmó el especialista al diario. Las inversiones destinadas a mejorar la infraestructura de transporte resultan determinantes para ese objetivo. El costo del transporte es uno de los factores estratégicos para definir si el gas argentino llega, de modo competitivo, al mercado boliviano o brasileño. “Si no hacemos competitivo el transporte por Bolivia, pues no lograremos abastecimiento tampoco en el mercado boliviano. Hay que trabajar esas dos ecuaciones para que lleguemos competitivamente con gas argentino al mercado brasileño y Bolivia tiene que hacer atractivas las tarifas…”, enfatizó Ríos Roca en declaraciones publicadas por el Diario Río Negro.La Argentina vive una etapa de récords históricos en materia de hidrocarburos. Datos oficiales de la Secretaría de Energía muestran que en julio pasado la producción de petróleo alcanzó 811.200 barriles diarios, cifra máxima desde 1999. El crecimiento interanual del petróleo fue de 18,5%, mientras la del gas natural subió 5,7% en ese mismo lapso, con un promedio de 160,6 millones de metros cúbicos por día, niveles no vistos desde el año 2000.Vaca Muerta representa el 57,7% del petróleo extraído en Argentina y se consolidó como la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional. Según el informe, tan solo en junio la producción nacional se incrementó 22,5% respecto del mismo mes del año anterior, alcanzando 448.000 barriles diarios.

El recargo del 6,80 % se aplicará sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) por cada metro cúbico 9300 kcal que ingrese al sistema de ductos en el territorio nacional e incluye los volúmenes involucrados en el autoconsumo.La normativa especifica que este recargo deberá ser trasladado a las facturas por consumos finales de los usuarios de los servicios que se encuentren afectados.Las empresas distribuidoras o subdistribuidoras de gas natural no registrarán ganancias ni pérdidas derivadas de su aplicación.De igual forma, las comercializadoras deberán aplicar y trasladar el recargo, en su exacta incidencia, sobre el precio del gas natural adquirido en el PIST.El Ministerio de Economía fundamenta esta decisión en la expectativa de una mayor necesidad de fondos para financiar el régimen de compensaciones del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas.Esta necesidad surge del efecto financiero entre la vigencia de la modificación del recargo y su impacto efectivo en la recaudación.La medida se enmarca en la emergencia del Sector Energético Nacional y un proceso de reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía, donde el Estado Nacional ha indicado su imposibilidad de continuar con aportes que funcionaban como un subsidio generalizado a toda la demanda, según se señaló en los considerandos de la normal.Las disposiciones de esta resolución serán aplicables a los consumos realizados a partir del día en que el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publique en el Boletín Oficial los procedimientos especiales para la facturación de este recargo. 

La habilitación concedida al proyecto del consorcio que integran Pan American Energy, Golar, YPF, Pampa Energía y Harbour Energy, contempla la instalación del buque flotante de licuefacción Hilli Episeyo frente a la costa de la provincia de Río Negro, en el Golfo San Matías.La capacidad proyectada alcanza las 6 millones de toneladas anuales y se estima que la planta estará operativa en 2 años, por lo que se fijó la aprobación del proyecto en el período que se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.El proyecto se enmarca dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la herramienta impulsada por la administración de Javier Milei en la Ley Bases para buscar ofrecer mayor seguridad jurídica y previsibilidad a las inversiones de gran escala, especialmente en sectores estratégicos como el energético.La habilitación de una iniciativa de estas características que permite la libre exportación de GNL es la primera en la historia argentina. Al respecto, el Gobierno nacional destacó el aval como un “paso clave” remarcando que “seguimos reforzando el perfil exportador de nuestro país”. Asimismo, también se expresó favorablemente el Ejecutivo rionegrino indicando que con la concreción del proyecto exportador se consolida a la provincia “como un actor estratégico en el mapa energético nacional e internacional”.Además, resaltaron que “la habilitación para exportar GNL es fruto de una visión de desarrollo que posiciona a Río Negro como una provincia seria, previsible y comprometida con la producción responsable”.En este marco, consideraron que “la adhesión temprana al RIGI fue clave para brindar seguridad jurídica y un marco amigable para las inversiones, generando confianza entre los principales actores del sector energético”.En el mismo sentido, el gobernador, Alberto Weretilneck, sostuvo que “esta autorización representa un paso fundamental para que Río Negro consolide su perfil productivo de largo plazo, generando empleo, infraestructura y más desarrollo para toda la región”.A su vez, insistió que “con esta decisión, se abren oportunidades como nunca antes: empleo genuino, más infraestructura, nuevos proyectos y un crecimiento que alcanza a toda la provincia”, agregando que “todo ello, como siempre, con el cuidado del medio ambiente como una premisa fundamental”. NA.

Las empresas pidieron que se les autorice un aumento de tarifas en torno al 45%, lo que se traduce en un impacto en las boletas finales de los usuarios del 15%.También propusieron un esquema de incrementos mensuales de sus ingresos para que no pierdan contra la inflación y se garanticen los fondos para las inversiones.Hay desacuerdo además por parte de las empresas en cuanto al mecanismo que ideó el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) para separar las tasas municipales de las facturas y evitar los cortes de servicio si los usuarios las pagan parcialmente.Así surge de las presentaciones que enviaron al Enargas las compañías Transportadora de Gas del Norte (TGN), Transportadora de Gas del Sur (TGS), Metrogas, Naturgy, Camuzzi, Ecogas, Litoral Gas y Gas Nea.Esa documentación se debatirá en la audiencia pública prevista para el próximo jueves 6 de febrero.Pero la intención del Gobierno es poner un tope para los aumentos de tarifas del 9,9% final para los usuarios por encima de la inflación a partir de abril.Si esa postura prospera, las propuestas de las empresas deberían ser rechazadas y sus planes de inversiones se tendrán que ajustar a una menor disponibilidad de ingresos.El costo propio de la producción o las importaciones de gas alcanza el 27%, el margen de distribución un 34% y los impuestos un 23%.

Un de las principales distribuidoras de gas domiciliario consideró “inconveniente e innecesario” la idea del Ministerio de Economía de separar las tasas municipales para ir forzar a los intendentes a bajar el gasto público y generar un doble cupón de pago para darles libertad a los usuarios sin que se les corte el gas si no pagan la porción de las tasas, pues cree que generaría problemas para la gestión del servicio.NA 

“A las 07:00 horas (05:00 GMT), en interés de la seguridad nacional, se detuvo el transporte de gas natural ruso a través del territorio de Ucrania”, informó el ministerio en un comunicado.

Ucrania notificó a sus socios internacionales la interrupción del tránsito de gas de acuerdo con los procedimientos establecidos, según el comunicado. El sistema de transporte de gas de Ucrania se preparó con antelación para funcionar en modo de tránsito cero, garantizando un suministro fiable de gas a los consumidores ucranianos, añadió.El mismo día, el gigante energético ruso Gazprom anunció que detuvo el suministro de gas para su tránsito a través de Ucrania debido al vencimiento de acuerdos clave y a la falta de renovación por parte de Ucrania. El acuerdo de tránsito de gas entre la compañía energética estatal ucraniana Naftogaz y el gigante ruso Gazprom, firmado en diciembre de 2019, expiró el martes.El año pasado, Ucrania transportó 15.430 millones de metros cúbicos de gas ruso a Europa, un 5,7 por ciento más que en 2023, según informes de los medios. NA.

Durante el Energy Day, organizado por Econojournal, la secretaria de Energía, María Tettamanti, brindó detalles sobre los próximos pasos a seguir en materia de transporte de gas.  Uno de los anuncios más destacados fue la intención de avanzar rápidamente con la licitación del proyecto presentado por TGS para ampliar el tramo I del Gasoducto Perito Moreno. Esta obra, que demandará una inversión de USD 500 millones, permitirá incrementar significativamente la capacidad de transporte de gas natural desde Vaca Muerta hacia los principales centros de consumo del país.Tettamanti destacó la importancia de que el sector privado tome las riendas de este tipo de proyectos, asegurando que el Estado se encargará de crear las condiciones necesarias para atraer inversiones y garantizar la competencia. En este sentido, la funcionaria confirmó que el Gobierno avanzará con la privatización del Gasoducto Perito Moreno, actualmente propiedad de Enarsa.La decisión de privatizar el Gasoducto Perito Moreno y acelerar la licitación de su ampliación marca un antes y un después en la política energética argentina. Si bien esta medida genera expectativas y debates, lo cierto es que el Gobierno ha puesto en marcha un ambicioso plan para transformar el sector y garantizar un suministro de gas más eficiente y competitivo. NA. 

Infobae - La Argentina ya tiene el primer contrato operativo internacional para viabilizar la exportación de gas natural a Brasil a través de la infraestructura de Bolivia. Se trata de un acuerdo que firmaron este martes TotalEnergies, Yacimientos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Matrix Energía. Es un esquema que comienza a consolidar la integración entre la principal reserva de fluido operativa de la región, el mayor sistema de transporte y el país de mayor consumo energético, especialmente industrial.El convenio llegó pocas semanas después del Memorándum de Entendimiento (MOU) que firmaron los Gobiernos de Javier Milei y de Inacio Lula Da Silva para crear una mesa de trabajo que determine las rutas más indicadas para hacer posible la llegada del fluido argentino a territorio brasileño. La opción más rápida era hacerlo a través de los ductos del país que preside Luis Arce.El contrato entre TotalEnergies, YPFB y Matrix Energía fue suscripto esta semana por las autoridades de las tres empresas durante el Foro Internacional de Hidrocarburos, Fertilizantes, Energías Renovables y Alternativas, realizado en la ciudad boliviana de Santa Cruz.“El sistema de ductos de los tres países representa un proyecto crucial para la integración energética de América del Sur en beneficio del mercado regional del gas”, señaló YPFB en un comunicado.Según resaltó la petrolera estatal, el Estado boliviano emitió el Decreto Supremo 5.206 y la reglamentación complementaria para instruir su territorio la gestión del gas en tránsito por el Sistema Integrado de Transporte (SIT) del país. “YPFB y las empresas transportadoras de gas de la Corporación YPFB, están autorizadas a operar y administrar el flujo de gas natural de la región a través del sistema de ductos y compresión de alrededor 1.000 kilómetros, conectando grandes centros de producción de gas en Argentina con los más importantes centros de consumo en Brasil”, indicaron.

TotalEnergies es el primer operador privado de gas natural en la Argentina, con presencia en Bolivia y Brasil. La empresa francesa obtuvo recientemente dos permisos de exportación de la Secretaría de Energía para exportar fluido a territorio brasileño tanto desde la Cuenca Austral como desde Vaca Muerta, a partir de la firma de contratos interrumpibles firmados con la comercializadora de gas Grupo Matrix Energía.El grupo de trabajo conformado por miembros de los gobiernos de Milei y Lula contempla la evaluación de cinco rutas que harían posible los envíos de fluido argentino para abastecer la creciente demanda de la industria brasileña: Bolivia, Paraguay, Uruguayana, Uruguay y la venta de gas natural licuado (GNL).La opción que en el mercado miran como la más rápida es la de aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil Bolivia (Gasbol), en medio del declino que sufre la industria boliviana tras años de desinversión. El ducto puede transportar unos 30 millones de metros cúbicos diarios y actualmente funciona en torno a los 10 millones, es decir, a un tercio de su capacidad.Pero para conseguir llegar a ese objetivo no alcanza con la primera etapa de Reversión del Gasoducto Norte, inaugurada hace unas semanas, que permitirá conectar Vaca Muerta con siete provincias del norte argentino (Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy) para transportar hasta allí unos 19 millones de metros cúbicos por día.Es necesario encarar una segunda etapa con loops (ducto paralelo) y plantas compresoras para conseguir un excedente mínimo de 15 millones de metros cúbicos que al menos tardaría hasta 2026. También se necesita negociar con Bolivia una tarifa para utilizar sus gasoductos que permita que el fluido llegue a Brasil a un precio competitivo.El Gobierno argentino resaltó en varias oportunidades que las futuras grandes obras de infraestructura no tendrán financiamiento público, sino que deberán ser impulsadas por el sector privado. La gran apuesta es el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), el esquema de beneficios impositivos y cambiarios para proyectos que demanden desde USD 200 millones impulsado por la gestión Milei.El MOU firmado entre ambos países contempla la creación de una mesa de trabajo para discutir las alternativas para llegar al objetivo de exportaciones por 30 millones de metros cúbicos diarios en los próximos cinco años. Se espera que a partir de 2025 comenzarán envíos por 2 millones de metros cúbicos, que crecerá a 10 millones en tres años y llegaría finalmente a los 30 millones.Para la Argentina, la venta de gas a Brasil resultaría una posibilidad única para generar divisas ante un abultado cronograma de vencimientos de deuda en los próximos años y equilibrar una balanza comercial que ahora es deficitaria. Para los brasileños puede significar energía barata para abastecer la creciente demanda industrial del sur y la posibilidad de producir fertilizantes a precio competitivo. 

En un hito histórico para la región, Argentina y Brasil firmaron un acuerdo que permitirá que el gas natural argentino llegue al mercado brasileño, diversificando la matriz energética de ambos países y fortaleciendo los lazos comerciales. Un acuerdo estratégico. En el marco de la cumbre del G20, los gobiernos argentino y brasileño sellaron un memorando de entendimiento que establece un marco para la exportación de gas natural de Vaca Muerta a Brasil. Este acuerdo, que prevé un aumento gradual de los envíos hasta alcanzar los 30 millones de metros cúbicos diarios en cinco años, representa un punto de inflexión para la integración energética regional. Luis Caputo firmó por la Argentina y el ministro de Minas y Energía brasileño, Alexandre Silveira, por Brasil.

Qué significa para ambos paísesPara Argentina: La exportación de gas a Brasil permitirá aprovechar de manera más eficiente las reservas de Vaca Muerta, generando ingresos adicionales para el país y fortaleciendo su posición como exportador de energía.Para Brasil: El acceso al gas argentino contribuirá a diversificar la matriz energética brasileña, reduciendo la dependencia de otras fuentes de suministro y estabilizando los precios del gas en el mercado interno. Además, permitirá impulsar la industria y generar empleo en diversos sectores.

Las rutas del gasEl acuerdo contempla el análisis de cinco posibles rutas para transportar el gas argentino a Brasil, cada una con sus propias características y desafíos:Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol): Esta es la opción más directa, pero requiere adaptaciones para revertir el flujo del gas.Corredor Paraguay: Esta alternativa, que no involucra a Bolivia, ofrece una mayor flexibilidad y podría ser una opción a largo plazo.Ruta Formosa-Asunción-Campo Grande: Esta opción es más corta y permitiría abastecer tanto a Paraguay como a Brasil.

Desafíos y oportunidadesLa implementación de este proyecto representa un desafío logístico y financiero significativo. Se requerirán inversiones importantes en infraestructura, así como la coordinación de múltiples actores a nivel gubernamental y privado. Sin embargo, las oportunidades que ofrece este acuerdo son enormes, tanto para Argentina como para Brasil.La exportación de gas de Vaca Muerta a Brasil es un paso fundamental hacia la construcción de un mercado energético regional integrado y sostenible. Este proyecto no solo fortalecerá los lazos comerciales entre ambos países, sino que también contribuirá a la transición energética global, promoviendo el uso de fuentes de energía más limpias y eficientes.El acuerdo entre Argentina y Brasil marca el inicio de una nueva era en la cooperación energética regional. Vaca Muerta se posiciona como un actor clave en la matriz energética de Sudamérica, ofreciendo nuevas oportunidades de desarrollo y crecimiento económico para toda la región. 

El titular de la empresa argentina dijo: “No tengo información sobre cuál sería la decisión de Petronas. Es una de las mejores empresas de GNL del mundo y estamos trabajando muy bien con ellos”.

Pero, “si Petronas no continúa, YPF va a seguir adelante. Es un proyecto que tiene mucho interés (y que) no depende exclusivamente de Petronas. Pueden ingresar otras compañía”.En la misma línea se refirió el gobernador de la provincia de Río Negro, Alberto Weretilneck, quien aseguró que la planta se construirá “si no es con Petronas, con otra empresa, pero se hará”.Las palabras del mandatario y del titular de YPF se conocieron luego de que informaciones periodistas aseguraran que la compañía de capitales malayos se retiraría de la construcción de la planta de GNL en la localidad de Punta Colorada, en la localidad rionegrina de Sierra Grande, con una inversión impulsada por el RIGI de US$ 30.000 millones.Desde la compañía Petronas no hubo comentarios al respecto y medios especializados en el sector energético coincidieron que la dirección de la empresa dio la orden de no hablar sobre el proyecto.La construcción de esta planta de GNL resulta clave para Argentina, ya que le permitiría ahorrar la compra de combustibles, e incluso exportar unos US$ 15.000 millones en 2030, según afirman desde YPF.

La construcción de la planta generó una puja entre la provincia de Buenos Aires, que quería el gasoducto desde el yacimiento de Vaca Muerta hasta Bahía Blanca, y Rio Negro, que ofreció la zona de Punta Colorada. La decisión de YPF se orientó hacia la localidad rionegrina debido a que Wereltineck adhirió a los beneficios que les otorgan a las empresas al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), algo que fue rechazado por su par Axel Kicillof.La planta estará proyectada en la zona de Punta Colorada, en la localidad rionegrina de Sierra Grande, donde también se llevará a cabo la puesta en valor y modernización de un viejo puerto en desuso con salida al océano Atlántico.La inversión total del proyecto prevista para concretarlo en una década es de US$ 30.000 millones, en diferentes etapas. NA. 

Esta cifra no se registraba desde el mismo período de 2006, lo que representa un hito histórico para la industria y un paso significativo hacia la autosuficiencia energética.Este dato positivo se suma al de la producción de petróleo. Según datos de la Secretaría de Energía, la obtención de crudo en el país superó los 143 millones de barriles en los primeros siete meses del año, un desempeño que no se veía desde 2004.Como no podía ser de otra manera, este incremento en la producción se debe principalmente al desarrollo de la formación de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de gas y petróleo no convencional del mundo. Gracias a las inversiones realizadas en exploración y explotación, esta formación demuestra ser un motor clave para el crecimiento de la producción nacional de gas.A pesar de este logro, aún quedan desafíos por superar. La industria del gas enfrenta la necesidad de continuar invirtiendo en infraestructura para transportar y distribuir el gas producido, así como en tecnologías para mejorar la eficiencia energética.Para aprovechar al máximo este potencial, será necesario que tanto el Gobierno Nacional como los provinciales sigan trabajando en la mejora del marco regulatorio, la seguridad jurídica y la promoción de inversiones. NA 

El Gobierno nacional definió la secuencia y los parámetros que aplicará para una canasta básica energética indispensable, diferenciada por zonas bioclimáticas, a partir de la cual establecerá un nuevo esquema de subsidios que atienda situaciones de real vulnerabilidad de cada grupo conviviente.

El nuevo concepto que desarrolla la Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, dejará atrás la segmentación de tarifas de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por red, implementada en el último tramo de la administración anterior, a partir del decreto 322 de 2022.

De la misma manera está en análisis si la canasta energética a determinarse de acuerdo a las distintas zonas del país significará la derogación de la ley 27.637 que dispuso la ampliación del régimen de zona fría, vigente hasta el 31 de diciembre de 2031, que reconoce hasta un 50% de los cuadros tarifarios para el gas en redes o en garrafas.

También está bajo cuestionamiento la continuidad del beneficio que reciben los usuarios más vulnerables de gas natural, que son aquellos que no tienen acceso a redes y usan garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), contemplados en el Programa Hogar, que consiste en un subsidio directo que se paga a través de la Anses.

Todas estas definiciones que darán lugar a la determinación de subsidios y sus beneficiarios serán motivo de una audiencia pública, tal como oportunamente se hizo para la segmentación tarifaria durante el Gobierno anterior.

Para la nueva administración, la segmentación de tarifas si bien significó una mejora en cuanto a la gestión de los subsidios del Estado según el nivel de ingreso de los titulares de los servicios, sus resultados se mantienen lejos del criterio adecuado de auxiliar a los que realmente lo necesitan. A partir de ese primer escenario que complementa la decisión de una readecuación de las tarifas, la Secretaría de Energía inició un proceso de enfocar los subsidios a partir de establecer una canasta básica energética con volúmenes indispensables de consumo de gas y electricidad por zona bioclimática.

De esta manera, la propuesta oficial prevé determinar los ingresos totales del grupo conviviente y un porcentaje de ese ingreso usualmente aplicado a pagar la factura de energía.

A partir de ese primer paso se establecerán los alcances de la canasta energética básica indispensable que se determinará según la región del país y la conformación del grupo conviviente.

La canasta energética básica indispensable que se determinará según la región del país y la conformación del grupo conviviente

Consecuentemente se podrá contrastar el costo de esas cantidades con el ingreso del grupo conviviente y limitar la incidencia de ese costo a un porcentaje del ingreso subsidiando el Estado la diferencia en aquellas situaciones de vulnerabilidad.

De esta manera, el subsidio que otorgará el Estado será el diferencial cuando el precio de la canasta básica energética supere un porcentaje determinado de los ingresos totales del grupo conviviente y no del titular del servicio como hasta hoy.

El subsidio que otorgará el Estado será el diferencial cuando el precio de la canasta básica energética supere un porcentaje determinado de los ingresos totales del grupo conviviente y no del titular del servicio como hasta hoy

Hasta hoy, a criterio de la actual conducción energética, los usuarios de ingresos altos (N1), ingresos bajos (N2) e ingresos medios (N3) siguieron recibiendo subsidios generalizados porque los precios fijados en los mercados mayoristas no cubrían el total de costos

También se advierte la superposición de estos subsidios con los beneficiarios de planes sociales, la mayoría de los cuales -por definición- fueron categorizados como Nivel 2.

Pero además se cuestiona la falta de control en el padrón de usuarios del Registro Nacional Único de Titulares de Servicios Públicos Esenciales (Renut) e incoherencias o discrepancias con el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) y la base de datos del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTYS).

Del cruzamiento de datos parciales se puede deducir que el subsidio se otorga según las condiciones del contratante del suministro sin control del grupo conviviente, lo que puede reflejar una incongruencia sobre la verdadera necesidad de contar con la asistencia del Estado, advierten los funcionarios de la nueva administración.

Así, para la implementación en el corto y mediano plazo del nuevo esquema se requerirá de una secuencia que consiste en el cálculo de consumos esenciales, según grupo conviviente y región del país que habita.

Eso permitirá correlacionar los ingresos con los consumos, lo que equivale a clasificar consumos medios de cada decil, y clasificar usuarios según nivel de consumo al decil de pertenencia en primera instancia para luego depurar la base de datos.

También la cartera energética asumió como meta realizar un cálculo de facturas medias y un cálculo de subsidios totales.

El tema subsidios es uno de los aspecto de la estrategia oficial en el marco de la emergencia energética que se busca declarar, y que también incluye restaurar la cadena de pagos del sector y salir de la coyuntura de vulnerabilidad que tiene el sistema en los segmentos de generación, transporte y distribución.

Además, es una premisa restaurar las señales de precios en el mercado para atraer inversiones, lo que permitirá contar con generación más eficiente y proveniente de sitios donde están localizados los recursos naturales.

En esa línea, se insiste en que se buscará que el sector privado sea el responsable de la expansión de la infraestructura, de manera de asegurar el suministro energético para permitir el crecimiento sostenido de la economía sin restricciones de infraestructura energética. Télam.

Tal como adelantó EL HERALDO anoche una dotación de Bomberos Voluntarios de Concordia tomó intervención en calle Urquiza 945 dónde se produjo la rotura de una conexión domiciliario de gas natural (Rotura de gabinete, caño de 1/2 presión) provocando la fuga del combustible, el daño fue producto de la colisión de un vehículo que se retiró del lugar antes de la llegada de la dotación, se dio intervención a la empresa transportadora de gas.

 Esta mañana continuaron las diligencias para identificar el vehículo que, según precisaron, se trataría de una camioneta, aunque serán vitales los datos fílmicos para determinar los hechos.

 El mandatario provincial visitó El Pingo. Entregó viviendas, una camioneta adaptada para personas con discapacidad, que se financió con los fondos recaudados por la Ley de Cheques, firmó un convenio para obras de pavimento, con una inversión provincial de 30,5 millones de pesos, y en el marco del plan de desarrollo gasífero de Entre Ríos, anunció la construcción de la red domiciliaria para esa localidad.

Entre obras gasíferas finalizadas, en ejecución, y próximas a iniciarse, se destinaron más de 3.500 millones de pesos de recursos provinciales provenientes del Fondo de Desarrollo Energético de Entre Ríos (Fdeer) y del Tesoro.

Al hacer uso de la palabra, Bordet sostuvo que la construcción de la red domiciliaria de gas en El Pingo �Ses una obra importante que está cercana a los 300 millones de pesos⬝, y que �Ses necesaria para generar servicios en las ciudades grandes, pero también en otras localidades, municipios, comunas y juntas de gobierno⬝.

También subrayó que brindar de mayores servicios en las pequeñas comunidades permite �Ssostener a la población rural distribuida en todo el territorio de la provincia⬝.

También remarcó que �Sentregamos cinco viviendas⬝, y que la construcción fue fruto de �Sun esfuerzo compartido, porque el municipio puso buena parte de esfuerzo para poder terminarlas⬝. Además, �Sfirmamos un convenio para pavimento urbano, por 30 millones de pesos⬝, y �Sentregamos una unidad móvil adaptada para personas con discapacidad que va a permitir realizar traslados en El Pingo y toda la zona⬝, puntualizó el mandatario.

Respecto a la obra de pavimento, son tres cuadras en el lugar en que se emplazan las viviendas, con el sistema de financiamiento donde la provincia aporta el 70 por ciento y 30 por ciento el municipio.

En esa línea, Bordet recordó que �Sestamos trabajando en materia vial. Hace poco se pavimentó la ruta 127, que cruza por uno de los accesos de El Pingo; la 32, que se había pavimentado desde María Grande a Viale, ahora la estamos repavimentando de Viale a Crespo⬝.

También mencionó la obra Racedo-Crespo, que está en un 65 por ciento; la próxima licitación de la ruta que une Racedo con Libertador San Martín; la obra del acceso a Don Cristóbal, �Sy muchas otra obras viales que el gobierno nacional nos ha liberado fondos para poder llevar adelante⬝, valoró junto al mejoramiento de caminos rurales.

Las viviendas

Las cinco viviendas inauguradas fueron construidas con fondos provinciales, a través del Programa Primero tu Casa, del Instituto Autárquico de Planeamiento y Vivienda (IAPV).

Las unidades habitacionales están ubicadas en calles Bartolomé Mitre y Santiago del Estero. Fueron ejecutadas por el municipio y tienen una inversión de 12.369.271 pesos. Se construyeron cinco viviendas de dos dormitorios, una de ellas equipada para situaciones especiales de discapacidad.

Cabe señalar que a través del programa Casa Propia-Construir Futuro, con fondos nacionales, licitarán a la brevedad otras 12 unidades habitacionales en la localidad.

Se encuentra próxima a su finalización la obra de construcción de una estación reguladora de presión secundaria y ramal de acero en Concordia. Con un 98,5 por ciento de avance, y una inversión de más de 122 millones de pesos, se estima que los trabajos estén listos en las próximas semanas.

La secretaria de Energía, Silvina Guerra, indicó que la obra fue una inversión necesaria debido al gran crecimiento que experimenta la ciudad. �SLa infraestructura disponible hoy por hoy no logra abastecer las zonas en expansión por lo que fue imprescindible la ejecución de esta obra para aumentar la zona de cobertura de servicio⬝. Por su parte, el director de Desarrollo Gasífero de la provincia, Ing. Juan Dolder, destacó que la inversión fue íntegramente encarada con fondos provinciales. A su vez, remarcó que �Suna vez finalizada esta obra se podrá pensar en ejecutar la expansión de la red de distribución domiciliaria a barrios del norte de la ciudad como Villa Zorraquín, La Bianca, Barrio El Golf y el Parque Termal.

Esto creará las condiciones para mejorar la calidad de vida de los vecinos y permitirá el desarrollo de emprendimientos productivos y turísticos⬝.

Desde la Secretaría de Energía se sigue trabajando en los proyectos para extender la red y la infraestructura, que se posibilita a partir de esta obra, para la zona Villa Adela. Este sería el paso previo y necesario para luego encarar, en una etapa posterior, el tendido de las redes domiciliarias para esa importante barriada y zona de influencia.

En ese sentido, Guerra concluyó que �Seste ambicioso proyecto permitirá suministrar de gas natural a un amplio sector tanto del norte como del sur de la capital nacional del citrus⬝.

�SEl acceso al gas natural es una de las claves para el desarrollo de la provincia⬝, valoró el gobernador Gustavo Bordet. �SDimos prioridad al tendido de la red de gas porque mejora la calidad de vida de las personas y genera las condiciones para la instalación de más empresas en nuestra provincia⬝, agregó.

El mandatario puso de relieve �Sel enorme desafío que significó mantener los niveles de obras públicas en la provincia a pesar de la pandemia⬝, y añadió: �Scontamos para eso con un importante impulso del gobierno nacional y trabajamos articuladamente con todos los municipios de la provincia, sin distinción política⬝.

Entre Ríos es una de las provincias que más ha desarrollado sus redes de gas natural, gracias a la inversión de fondos provinciales. Ejemplo de ello es la propiedad provincial del Gasoducto Entrerriano.

La Compañía Entrerriana de Gas, como dueña del gasoducto, se encuentra actualmente llevando adelante los trabajos de �SI.L.I.⬝ (In Line Inspection, según su sigla en inglés), procedimiento mediante el cual se chequea � sin cortar el suministro � el estado de las redes troncales de gas natural. Estos trabajos demandarán una inversión inicial de 1,5 millones de dólares, y permitirá dar cumplimiento a la normativa de seguridad para la provisión de gas natural en el territorio provincial. Este trabajo se ejecuta cada 10 años, y forma parte del desarrollo gasífero provincial, dado que contar con instalaciones seguras y aprobadas, hace que se pueda continuar con el proceso de planificación.

Además, con fondos netamente provinciales, �Scada metro de cañería que se suma a la red, es brindar respuesta a municipios de todo signo político, a lo largo y ancho de la provincia, y que permite que un ciudadano mejore su calidad de vida, o un emprendimiento productivo mejore su competitividad⬝, indicó la secretaria de Energía, Silvina Guerra.

El Plan de Desarrollo Gasífero que lleva adelante el gobierno provincial a través del Ministerio de Planeamiento, continúa sin pausa a lo largo de todo el territorio, �Scumpliendo con los compromisos asumidos por el Gobernador Bordet con cada legislador e intendente de localidades de toda la provincia, sean grandes o pequeñas. Pero además, no solamente es un compromiso, sino el fruto de toda una gestión, porque para poder comenzar a trabajar en una obra, hay que planificar, coordinar, y sobre todo, administrar recursos de manera ordenada⬝, señaló Guerra.

En el plan de obras llevado adelante por la Secretaría de Energía, �Shay obras en ejecución en localidades que no tenían gas, que se están incorporando a la red de gas natural de la provincia, como son las de Pueblo Belgrano y Gilbert. Pero además, tenemos obras de ampliaciones de redes en grandes ciudades como Concordia, Villaguay, Victoria, Paraná y Federal⬝, añadió la funcionaria.

Se informó además que en los próximos días se estarán firmando los contratos de obra para las ampliaciones de gas para las localidades de Galarza y Urdinarrain. Además, en lo que va del mes de septiembre, se han abierto los sobres para contratar las ampliaciones de las redes de las localidades de Hernández, Villa Libertador San Martín (Estación Puiggari y aledaños), B° Strobel en Diamante, y Viale. Solo en estas cuatro obras, la inversión prevista - de fondos netamente provinciales � supera los 200 millones de pesos.

Continuidad

a pesar de la

pandemia

La continuidad de las obras ha sido garantizada, pese al impacto en la vida cotidiana que ha tenido la pandemia por covid-19. La Emergencia Sanitaria decretada por el Poder Ejecutivo Nacional, los períodos de aislamiento, las normativas referidas a la rotación del personal público y privado, o cuestiones específicas como el alojamiento del personal de inspección, no han impedido el desarrollo del plan estratégico, en cumplimiento con los compromisos asumidos por el Gobernador Bordet, finalizándose obras como la red domiciliaria e interconexión al gasoducto en Sauce de Luna. Solo en esas dos etapas del mismo plan de obra para la mencionada localidad, la inversión supera los 250 millones de pesos. De la misma manera, este 2021 también se dejó habilitada la primer parte de la obra en Pueblo Belgrano, y más de 21 kilómetros de ampliación de red en Paraná. Todas esas obras hoy tienen además en marcha sus correspondientes ampliaciones.

�SEste desarrollo de la infraestructura gasífera de la provincia de Entre Ríos es fruto concreto de las decisiones políticas que han sido sostenidas en el tiempo, y que se mantienen a pesar de las adversidades de los últimos dos años, porque a pesar de todo lo que ha atravesado el mundo, no se ha postergado el compromiso de seguir conectando a más familias y más industrias a la red. Esto posibilita, por un lado, llegar con mejor calidad de vida a los vecinos de la provincia, y por otro, fomentar el desarrollo productivo y económico, porque donde se extienden las redes de gas, o en los parques industriales a los que llegamos, hay industrias de todo tamaño, o emprendimientos que mejoran su competitividad. Esto se puede logar por decisiones que se toman y se sostienen en el tiempo, por una planificación articulada entre los equipos técnicos de la Secretaría de Energía y cada comuna, en conjunto con los legisladores, y gracias a una administración ordenada que permite disponer de esos recursos⬝, enfatizó la Ing. Guerra.

Finalmente, se destacó que a nivel nacional, Entre Ríos es una de las provincias que más ha desarrollado sus redes de gas natural, gracias a la inversión de fondos provinciales. Ejemplo de ello es la propiedad provincial del Gasoducto Entrerriano: la Compañía Entrerriana de Gas, como dueña del gasoducto, se encuentra actualmente llevando adelante los trabajos de �SI.L.I.⬝ (In Line Inspection, según su sigla en inglés), procedimiento mediante el cual se chequea � sin cortar el suministro � el estado de las redes troncales de gas natural. Estos trabajos demandarán una inversión inicial de 1,5 millones de dólares, y permitirá dar cumplimiento a la normativa de seguridad para la provisión de gas natural en el territorio provincial. Este trabajo se ejecuta cada 10 años, y forma parte del desarrollo gasífero provincial, dado que contar con instalaciones seguras y aprobadas, hace que se pueda continuar con el proceso de planificación.

�STal como se anunciara en el último recorrido que realizó el gobernador Gustavo Bordet en la zona de la obra de gas en el mes de abril, estamos muy conformes de contar ya con la habilitación del tendido para que los vecinos de esa zona de Paraná puedan contar con este servicio tan importante para los hogares⬝, destacó el ministro de Planeamiento, Marcelo Richard.

Asimismo, el funcionario precisó que �Sse encuentra en marcha la ampliación de dicha obra⬝, la cual demandará una erogación superior a los 47 millones de pesos, los que sumados a la obra original, totalizan una inversión cercana a los 160 millones de pesos.

En ese marco, la Secretaría de Energía dependiente del Ministerio de Planeamiento, Infraestructura y Servicios, habilitó la obra de gas natural llevada adelante en las inmediaciones de Av. Jorge Newbery y Salvador Caputo de la capital provincial, lo que permite que 1041 nuevos usuarios puedan solicitar la conexión al servicio.

La obra básica fue llevada adelante por la empresa Redengas S.A., y demandó la inversión de 112.606.976 pesos, financiados íntegramente por el gobierno provincial. Se trata del tendido de 19.721 metros de cañería que se agrega a la red de la capital de la provincia.

Ampliación de la obra original

El gobernador Gustavo Bordet además autorizó la ampliación de un 40 por ciento de la obra original, lo que adiciona unos 10.281 metros al plan de trabajo licitado inicialmente. Con este acto administrativo, se prevé una inversión de 47.116.426 pesos, y se beneficiarán 652 nuevas familias.

La inversión total del gobierno provincial, entre obra original y ampliación, se ubica en el orden de los 159.724.402 pesos.

El presidente Alberto Fernández decidió que Argentina asista a Chile con la provisión de gas natural para que pueda, en lo inmediato, mitigar y sobrellevar la emergencia que atraviesa.

En ese contexto, la Secretaría de Energía de la Nación se encuentra analizando el sistema energético nacional para dar respuesta favorable lo antes posible ante la solicitud que hiciera el Ministerio de Energía chileno por la grave dificultad que enfrentan.

La posibilidad de asistir a Chile con GNL proveniente de la Argentina se encuentra enmarcada en un esquema de aumento de la producción del mismo implementado a través del Plan Gas.Ar. Además, la provisión refuerza así la complementariedad en materia energética entre ambos países.

En esa misma línea, se han autorizado exportaciones en firme hacia Chile durante el período estival, entre octubre de 2021 y abril del año que viene, por seis millones de metros cúbicos.