Durante el tercer trimestre del año la potencia instalada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) alcanzó los 43.452 megawatts (Mw), con una potencia habilitada de 5.681 Mw por parte de las energías renovables. Estos números ilustran con elocuencia, según Ricardo González, gerente general de Anabática Renovables, la constante evolución del panorama energético local. “En el mes de septiembre, de hecho, el segmento renovable explicó un 18,5% de la oferta total de energía eléctrica, estableciendo un nuevo récord mensual”, cuantificó el experto en un taller técnico que su empresa brindó recientemente en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).

Con más de una década de experiencia en la región, Anabática Renovables se propuso consolidar su presencia en la Argentina como consultora líder en el ámbito de las energías limpias. A fin de fortalecer sus relaciones con clientes y potenciales interesados, la empresa reunió a destacados referentes de la industria energética para discutir sobre las proyecciones y oportunidades que brindan en el país el sector renovable, el almacenamiento y el hidrógeno verde.

El encuentro contó con la participación de representantes de distintos eslabones de la cadena de valor industrial que disertaron sobre las tendencias tecnológicas que vienen redefiniendo la actividad, tales como Juan Cruz Azzarri, socio de MHR Abogados, quien abordó aspectos regulatorios clave; o como Franco Lomello, gerente de Soluciones de Huawei Argentina, quien expuso sobre el empleo de sistemas BESS para redes.

Otras voces que enriquecieron el debate fueron las de Alessio Pedicone, director de Ventas de Vestas Argentina, quien profundizó sobre el desempeño de los aerogeneradores en la red; y Rodrigo Novas, sub-gerente técnico de Anabática Renovables, quien dio una clase magistral sobre la importancia del manejo de perfiles energéticos en paso horario, además de reseñar sus aplicaciones tanto en financiamiento como almacenamiento. Dicho especialista aprovechó la ocasión, además, para presentar ‘CUASARBESS’, una herramienta propia e innovadora que permite trabajar con dimensionamientos técnico-económicos de almacenamiento, consumo y generación.

Alianza estratégica

La oficina técnica de Anabática Renovables en la Argentina busca convertirse en un socio estratégico para sus clientes, fortaleciendo los servicios y alcances de la firma, y contribuyendo con la descarbonización de la matriz energética doméstica. A decir de González, el país ha demostrado un crecimiento significativo en cuanto a la potencia renovable instalada en la última década. “En función de nuestra trayectoria, confiamos en seguir siendo un importante aliado para el sector energético argentino. Por eso nos propusimos reunir a especialistas del más alto nivel del sector para ofrecer una perspectiva completa del rubro”, señaló.

Fundada en 2013, Anabática Renovables ha brindado asesoría técnica y financiera en emprendimientos de energía eólica, fotovoltaica, de hidrógeno verde y de almacenamiento energético en distintos puntos de Latinoamérica. A partir de su experiencia en proyectos innovadores y de su compromiso con la excelencia y la visión estratégica, la firma apunta a enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades que ofrece el mercado energético local para avanzar hacia una matriz energética más limpia y eficiente.

Soporte técnico integral

De origen chileno, la empresa se especializa en la provisión de servicios de consultoría técnica dentro del sector renovable. Sus áreas de expertise abarcan desde la evaluación del recurso energético y Due Dilligences técnicas, hasta procesos de conexión e ingeniería de la propiedad (Owners Engineering), sin soslayar la evaluación minuciosa de activos e instituciones financieras.

Anabática sobresale por su orientación integral en el campo de las fuentes energéticas verdes, proporcionando un soporte técnico de primer nivel, permitiendo a sus clientes navegar con mayor confianza por el complejo panorama sectorial.

, Julián García

El gobierno implementará en los próximos días una medida para ampliar la capacidad de transporte eléctrico en nodos que están saturados de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La Secretaría de Energía creará un cargo fijo en las facturas eléctricas de los usuarios de todo el país para financiar la obra de transporte de alta tensión de 500 kilovoltios (kW) conocida como AMBA I, que unirá las localidades de Plomer y Vivoratá en la provincia de Buenos Aires.

Según fuentes oficiales consultadas por EconoJournal, el cargo fijo tendrá un impacto de entre 1% y 3% del monto de las facturas finales de los usuarios. AMBA I demandará una inversión de alrededor de US$ 1.100 millones. Es una obra prioritaria que en el gobierno de Alberto Fernández iba a ser financiada por China, pero la inversión del gigante asiático nunca se concretó. También estuvo contemplada dentro del régimen de Participación Público Privada (PPP) del gobierno de Macri, aunque finamente no se construyó nada.

Esquemas

Con el nuevo cargo fijo, el gobierno optó por el esquema de “estampillado a la demanda”, que, en los hechos, implica que los usuarios de electricidad de todo el país son los que financiarán la inversión. El gobierno no descarta cambiar de esquema para obras futuras. En la Argentina hace más de 10 años que no se hace una obra de transporte de alta tensión.

EconoJournal pudo reconstruir de distintas fuentes oficiales que el gobierno tuvo dos alternativas para avanzar en el esquema para financiar la obra AMBA I. Por un lado, creando un cargo fijo en la demanda. Otra opción era aprovechar la estabilización de la macroeconomía y la baja del riesgo país y optar por una licitación privada para que la obra se repague a través de un canon.

Finalmente el gobierno optó por el esquema de aporte directo de los usuarios. Las mismas fuentes argumentaron que es una obra prioritaria y el gobierno no puede dejar pasar más tiempo. Los fondos que se vayan recaudando con el correr de los meses se irán acumulando en un fideicomiso. El gobierno estima que menos de un año de recaudación permitirá comenzar con la obra y en tres años podría estar totalmente financiada.

Tettamanti

La secretaria de Energía, María Tettamanti, abrió el Energy Day, el evento organizado por EconoJournal que se realizó esta semana. “En 10 o 15 días vamos a sacar una medida para comenzar con una de las fases del plan de ampliación de transporte en alta tensión, que determinó la resolución 507 de 2023, y vamos a comenzar con el AMBA I”, señaló la titular de Energía. Y añadió que la obra incluye “una línea de alta tensión entre Vivoratá y Plomer y otra desde Plomer a Ezeiza y también otra línea de Plomer con (las centrales nucleares) Atucha”, en la localidad de Zárate.

“Va a ser un cargo fijo de pesos por megawatt por hora (MW/h) que va a pagar toda la demanda porque entendemos que estas ampliaciones van a permitir ir incorporando generación eficiente al sistema, es decir, va a beneficiar a todos los usuarios del país”, añadió Tettamanti.

La creación de un cargo fijo para financiar obras eléctricas es una propuesta similar a la que impulsa desde hace varios meses Transener, la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país y que pertenece a la compañía Pampa Energía.

Nuevo nodo

AMBA I es una obra clave para expandir la red de transporte eléctrico en la zona de mayor consumo del país. La nueva línea tendrá 500 kilómetros de extensión y unirá las localidades de Vivoratá, cerca de Mar del Plata, con Plomer, al oeste del conurbano, donde también habrá una Estación Transformadora y una línea de alta tensión en 500 kW, 220 kW y 132 kW.

Además, la ET de Plomer estará conectada con una nueva línea de alta tensión hacia el este con la ET de Ezeiza y hacia el norte con las centrales nucleares de Atucha en Zárate. La obra servirá para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires a través de un nuevo nodo y ayudará a que funcionen en mejores condiciones las ET de Ezeiza y General Rodríguez, hoy operando al límite.

, Roberto Bellato

Una nueva ola de inversiones en energía eólica por 8000 millones de dólares podría generarse en el país si el sector público y el privado acuerdan una hoja de ruta para construir líneas de transmisión y reforzar la seguridad jurídica de las inversiones, afirmó Ramón Fiestas Hummler, presidente para Latinoamérica del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC por su sigla en inglés). El directivo de la industria eólica visitó recientemente la Argentina para participar de la 30° Conferencia anual de la Unión Industrial Argentina.

En diálogo con EconoJournal, Fiestas Hummler destacó el rumbo de la política macroeconómica del gobierno de Javier Milei, habló del potencial impacto positivo para las inversiones con la sanción del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), y analizó el panorama sectorial en la región y el mundo.

–¿Cómo ve al sector de energía eólica bajo la política macroeconómica del gobierno?

–El gobierno está haciendo un esfuerzo enormemente importante para acondicionar el terreno de las inversiones en el sector energético. La tarea de sanear las cuentas públicas y los indicadores macroeconómicos del país era fundamental para poder presentar un clima de inversión más atractivo en general. Es un esfuerzo que se ha traducido en resultados enormemente positivos para el país porque permite situarlo en un plano de acceso a financiación internacional que entendemos fundamental para que se pueda desarrollar la economía argentina. Dicho esto, vemos como algo necesario lo que ha hecho el gobierno con el RIGI para orientar la inversión hacia los sectores económicos que ha definido como estratégicos o prioritarios, y uno de ellos es el sector energético. Dentro del sector energético lo que ahora es necesario es construir este segundo para acomodar el sector a las inversiones que necesita.

–¿Qué inversiones hacen faltan en el sector energético?

–Fundamentalmente necesita generación y transmisión eléctricas, y dónde está el potencial desarrollo inversor en el sector energético es en las energías renovables. Son las que están mejor preparadas para acometer inversiones ya porque porque hay una apetencia de capital inversor sobre proyectos de energías renovables muy por encima de cualquier otra tecnología y en el caso de Argentina estamos hablando de lo que tiene mejor que cualquier otro país de la región, el viento. La energía eólica está ante una oportunidad inmensa de emprender un proceso de inversión. Si se sientan las bases de confianza inversora para lanzar este sector, de aquí a cinco años se pueden generar no menos de 8.000 millones de dólares de inversión en la Argentina a razón de 1000 MW o algo más eólicos instalados por año en los próximos cinco años, de proyectos que ya están de alguna manera en diferentes fases de concepción desde el punto de vista de su desarrollo. No hay que inventarlos, están porque aprovechamos la atracción de los esfuerzos anteriores que hizo la Argentina. Los proyectos están ahí, el capital inversor está ahí, la financiación internacional está ahí y todos están pendientes de una normalización del sector desde el punto de vista de que se puedan implementar medidas de política energética y de regulación que nivelen el terreno de juego y que hagan que estas inversiones fluyan. Esto es una tarea que tiene que emprender la administración pública de la mano del sector privado que es el que va a poner el capital. El potencial es enorme desde la perspectiva de proyectos existentes que van a permitir detonar inversiones de esta naturaleza y además generar empleo. Si nosotros nos miramos hacia hacia lo que lo que fue el pasado esos 3.500 MW que hay eólicos funcionando han generado 8.000 puestos de trabajo.

–¿Qué inquietudes le manifestaron los actores locales con los que dialogó?

–Las inquietudes pasan por la necesidad de tener certidumbre de que las inversiones se pueden realizar en este sector, que hay una voluntad y un deseo alineado desde el punto de vista político con el empresarial para transitar por este camino. Una vez que existe ese alineamiento en las voluntades política y económica, entonces hay que trabajar aguas abajo en definir mecanismos que permitan al mismo tiempo que desarrollar los proyectos estrictamente de generación, acompañarlos de las necesidades fundamentales que el sistema eléctrico esta alertando desde el punto de vista de incrementos en los refuerzos de red de transmisión, en incrementos de líneas de transmisión. No solamente refuerzos puntuales de subestaciones sino también nuevas líneas que estén diseñadas y pensadas en un escenario de crecimiento del sector energético a partir de los proyectos de energías renovables y específicamente los eólicos. Es una cuestión de planificación y de diseño del sector teniendo en cuenta que el crecimiento de la generación va a venir fundamentalmente de la mano de generación renovable. Eso es la transición energética, es preparar el sistema para un modelo que no tiene vuelta atrás porque la tecnología que hoy por hoy está dominando desde el punto de vista de incrementos de capacidad en todo el mundo es la tecnología renovable. Necesariamente lleva un acompañamiento de un refuerzo de líneas porque el sistema está obsoleto, no se ha invertido en transmisión desde hace muchos años y es necesario una modernización del sistema eléctrico. Argentina destaca como un país de recursos excelentes en ese sentido, especialmente los eólicos, con lo cual pues eso es lo que está esperando poder ver esas señales que den la certidumbre a los inversores. La seguridad jurídica en el retorno de las inversiones es otro capítulo enormemente relevante, desde la perspectiva de lo que es la reglamentación de los flujos económicos de estos proyectos, pero también desde la perspectiva de la protección de las inversiones, sobre todo internacionales que se van a producir. Hay una tarea desde el punto de vista de volver a reforzar la protección de esas inversiones para generar el marco de confianza que va más allá de lo que es la normalización o el saneamiento general de las cuentas públicas, a lo que sería ya el aseguramiento de estos flujos dentro de lo que es el sector eléctrico. Es muy importante que los inversores vean que las inversiones están protegidas y que los flujos económicos de los proyectos son coherentes y son flujos que van a permitir asegurar el retorno de las inversiones en el muy largo plazo.

–-Participó de la última reunión de ministros de la Organización Latinoamericana de Energía, que impulsa una agenda de integración eléctrica regional. ¿Cómo estás viendo esa agenda?

–Lo estoy viendo con mucho optimismo y está fundamentado en un hecho muy concreto y específico que es el desarrollo de las energías renovables. La región tiene claro que tiene que crecer en generación y en transmisión. Tampoco hay duda de que las inversiones en generación tienen que venir fundamentalmente de la mano de las energías renovables, siendo estas hoy por hoy fundamentalmente las eólicas y la fotovoltaica, no tanto la hidráulica por las señales de emergencia que empiezan a detectarse en la región desde el punto de vista de fenómenos meteorológicos como El Niño. Están proyectando dramáticamente la sequía en países como Brasil, Colombia, en América Central. En Ecuador tienen cortes diarios de doce horas al día. México también con cortes. Y ahí es donde llega la integración regional. Lo que ya están viendo las autoridades energéticas es que las interconexiones regionales permiten asegurar el suministro eléctrico ante estas circunstancias y estos eventos climatológicos que están afectando a la seguridad energética. Uno de los beneficios asociados a la integración regional es precisamente la gestión mucho más flexible de los sistemas eléctricos para admitir más generación de origen variable. Esta tiene unas particularidades desde el punto de vista de lo que es mantener los sistemas eléctricos en los grados de seguridad que los operadores de sistemas exigen, y de alguna forma impone unas limitaciones técnicas hoy por hoy derivadas de la realidad actual de los sistemas eléctricos diseñados para tecnologías del pasado. Entonces el juego de las interconexiones regionales es enormemente positivo porque permite una gestión más flexible de los sistemas eléctricos sin tener que aplicar inmediatamente inversiones en transporte o en transmisión una vez que ya esa integración regional se produce, porque los sistemas eléctricos se pueden aliviar desde el punto de vista de esas puntas de generación renovable que en momentos determinados hacen que los sistemas tengan la necesidad de verter la producción para mantenerse en niveles técnicos de seguridad. Esto es un planteamiento de planificación energética que está empezando a calar de manera importante en los países. Es decir, que la seguridad energética y la cooperación interregional está encima de la mesa con mucha fuerza.

–El Congreso brasileño está por aprobar un proyecto de ley para impulsar la energía eólica offshore. ¿Cómo evalúas esa iniciativa?

–Es algo fundamental. ¿Qué es lo que esperan los empresarios en Argentina? La señal política de la que hablamos. ¿Qué es lo que esperan los empresarios en Brasil? También una señal política, de que el país va a emprender la ruta de la eólica marina, que eso sí que es un impulsor de empleo y de inversiones extraordinario. No solamente en el sector energético, sino que va a desarrollar inversiones en el sector naval, en el portuario, en el de la manufactura, en servicios, en muchos ámbitos industriales y empresariales que están alineados dentro de lo que es la cadena de suministro de la eólica marina. Entonces el proyecto de ley de Brasil de eólica marina es muy esperado por la industria. Una vez que se apruebe va a detonar un proceso de complementar esa ley, que no deja de ser un marco normativo que establece un mandato de desarrollo aguas abajo, para que se puedan matricular las inversiones. Lo que vamos a ver una vez que se apruebe es una actividad importante en desarrollar la regulación secundaria que va a permitir el desarrollo de los proyectos. Es decir, el desarrollo de los proyectos requiere de regulación secundaria porque hace falta establecer cuáles son los mecanismos de autorización de la asignación de las áreas eólicas marinas. Las autoridades competentes tienen toda una función que hacer para validar esas áreas como aptas para habilitarlas para el desarrollo de esta tecnología, teniendo en cuenta otro tipo de actividades económicas que pueda haber en estas áreas. Todo eso tiene que formar parte de un proceso normativo consensuado con los agentes. Seguramente veremos primeras licitaciones de áreas eólicas marinas para empezar a desarrollar sus proyectos y obviamente no veremos los proyectos realizados hasta que no se puedan desarrollar administrativamente hasta el punto de ya tengan autorizaciones de construcción y se empiece a ver una realidad material en los puertos y en los astilleros y demás, preparándose para lo que sería ya la construcción de los proyectos asignados.

–La Asociación Eólica Mundial remarcó que en el mundo se sumaron 116.000 megavatios eólicos nuevos el año pasado, lo cual es un nuevo récord anual de instalación eólica. Sin embargo, el año pasado también se vio que muchos fabricantes de turbinas y desarrolladores de proyectos registraron pérdidas económicas, especialmente en Europa. ¿Qué ocurre en la industria eólica?

–La cifra refleja la tendencia de crecimiento que comentaba antes, es una cifra que proviene de los análisis que hace la Agencia Internacional de Energía, donde la foto que proyecta es que en el año 2023 en el mundo la adición de capacidad eléctrica que se ha producido a lo largo del año, el 87% ha sido eólica y solar fotovoltaica. Si vas a mirar años anteriores, desde hace cinco años más del 50% de las adiciones de capacidad eléctrica anuales en el planeta son eólicas y solares fotovoltaicas ¿Por qué se explica esta tendencia? Porque estas tecnologías lo que tienen es fundamentalmente que son las más eficientes. Ahí es donde entramos ya en la regulación de los mercados. Los mercados eléctricos en Europa y en muchas partes del mundo están diseñados de tal manera que las tecnologías que ofrecen a precio cero, que son las tecnologías renovables, entran en un proceso de canibalización de precios. De tal manera que esa eficiencia llega a ser ultra eficiencia, consiguen bajar de tal manera los precios de la electricidad en los mercados hasta hacerlos insuficientes para financiar los retornos de las inversiones. Esto lo estamos viendo en Chile, aquí en América Latina y, desde luego, en Europa. Entonces se establecen mecanismos correctores en los mercados eléctricos para que ese efecto perverso de canibalización de precios no se produzca, o esto va a tener un efecto grave en la cadena de suministro eólica. Se necesitan mecanismos de contratación eléctrica que permitan asegurar esos precios en el largo plazo, que es como se está desarrollando en algunos mercados. Es decir, un generador contrata toda o la gran mayoría de la generación de su planta con un consumidor en un contrato de quince años, a un precio fijo indexado a los incrementos que pueda tener el IPC o el índice de corrección fijado por las partes según el mercado. Así se asegura una parte muy importante de la inversión. Pero cuando no se puede hacer esto porque los mercados no lo permiten o las circunstancias ya son tan complejas desde el punto de vista de encontrar esos grandes consumidores que te permiten esa contratación entonces se esta expuesto al mercado, a los precios spot. Cuanto más expuesto al precio spot, mayor es la exposición a este riesgo de canibalización. Paradójicamente, cuanto más energía se genera, más se inyecta al mercado a precio cero y más se baja el precio medio del mercado. Es un defecto que se produce como consecuencia de un desajuste en los mercados eléctricos no preparados para estos contingentes grandes de generación eléctrica de origen variable.

, Nicolás Deza

Central Puerto, el principal generador de energía eléctrica de Argentina, y la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, anunciaron la firma de un acuerdo para avanzar en los estudios de factibilidad de la primera línea de transmisión eléctrica destinada a suministrar energía renovable a empresas mineras del noroeste argentino.

Los estudios evaluarán la viabilidad técnica, económica y ambiental del proyecto, que tiene como objetivo interconectar los proyectos mineros del sector de la Puna Argentina al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), garantizando un suministro confiable de energía renovable mediante acuerdos privados.

Con una inversión total estimada de US$ 600 millones; la iniciativa de Central Puerto contempla la construcción de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora Puna. El proyecto prevé una capacidad potencial de hasta 400 MW ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.

La nueva infraestructura no solo beneficiará a la industria minera, sino que también permitirá abastecer a comunidades cercanas a las zonas de influencia de la instalación de esta nueva línea de transmisión, que actualmente se encuentran aisladas.

“La minería en el noroeste argentino es un sector estratégico para el crecimiento económico de nuestro país. Ante un mercado internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética, este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y económicas”, destacó Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto.

“En IFC buscamos acelerar la transición energética global y el sector privado en Argentina tiene el potencial de ser un líder en la industria. El trabajo colaborativo con Central Puerto se suma a estos esfuerzos priorizando energías renovables y apoyando a la industria minera sostenible con la infraestructura necesaria para también alcanzar su máximo potencial”, agregó Alfonso García Mora, vicepresidente de IFC para Europa, América Latina y el Caribe. 

Continuando con el legado de previas colaboraciones entre Central Puerto y el IFC en el financiamiento de proyectos bajo el esquema de licitaciones del RenovAR y MATER, esta iniciativa brindará a las empresas mineras acceso a un suministro constante de energía renovable. Además, estará respaldada por una infraestructura de interconexión con el SADI, lo que permitirá facilitar futuros contratos PPA de largo plazo entre la oferta y la demanda.

, Redaccion EconoJournal

El consorcio integrado por las empresas Techint Ingeniería y Construcción y Sacde se adjudicará, de no mediar sorpresas de último momento, la construcción de los dos tramos del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) que licitó YPF para elevar el nivel de exportaciones de petróleo desde la Cuenca Neuquina hacia el Océano Atlántico. La compulsa lanzada por la petrolera que preside Horacio Marín contempla también la instalación de dos estaciones de bombeo en Río Negro, por las que compiten AESA, una subsidiaria de YPF, y OPS, una constructora de Neuquén propiedad del empresario neuquino Carlos Pérez, titular del Grupo Global, según indicaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí.

YPF aún no comunicó oficialmente cómo se revolverá la licitación, que se lanzó en agosto. El vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, señaló hoy en un seminario organizado por la Asociación Latinoamericana de Constructores de Ductos (IPLOCA, por sus siglas en inglés) que la decisión final se informará recién la semana que viene.

El pliego licitatorio estableció que la construcción del oleoducto que va desde Allen hasta Punta Colorada, en las costas de Río Negro, se desagregara en dos renglones: un tramo de unos 120 kilómetros desde Allen hasta la localidad de Chelforó y uno de mayor extensión desde Chelforó hasta Punta Colorada por otros 320 Km. En total, el proyecto prevé el tendido de 437 kilómetros de ductos que comenzarán a construirse en los primeros meses de 2025, con miras de empezar a operar entre julio y septiembre de 2026.

Recta final

Si bien se especuló con la posibilidad de que YPF adjudicase cada tramo a un oferente distinto —para el primero se recibieron ofertas de Contreras Hermanos, BTU y Victor Contreras, entre otras, mientras que en el segundo YPF también recibió una propuesta de la constructora norteamericana Pumpco—, finalmente la petrolera bajo control estatal se inclinará para otorgar la construcción de todo el oleoducto a la UTE Techint-Sacde.

«El proceso licitatorio se resolvió por precio. Es decir, en todos los casos adjudicaremos a los oferentes más competitivos», explicó una fuente cercana a YPF.

La construcción de las estaciones de bombeo —una en Allen y otra en Chelforó— y de una playa de tanques se resolvería entre OPS, que presentó una oferta competitiva para adjudicarse la instalación de la estación de cabecera en Allen (que incluye también una playa de tanques), y AESA, una de las compañías subsidiarias de YPF, que podría quedarse con ejecución de la estación de bombeo en Chelforó. Pecom fue otra de las empresas que presentó una propuesta técnico-económica por las dos plantas, al igual que BTU, el consorcio Techint-Sacde.

En rigor, la UTE entre Techint y Sacde fue la única que presentó una oferta integral para construir todo el proyecto VMOS en su conjunto. Fuentes privadas consultadas por este medio indicaron que algunas petroleras que son socias de YPF en el proyecto se inclinaban por avanzar con un paquete llave en mano a favor del consorcio, pero finalmente la petrolera que conduce Marín optó por diversificar riesgos de construcción y particionar la obra a dos oferentes distintos.

En el camino

De esta forma, la puja por quedarse con alguno de los renglones de la licitación volvió a dejar en el camino a Pumpco, subsidiaria del del grupo Mastec, la principal constructora de oleoductos de Estados Unidos y propiedad de los hermanos Jorge y José Mas, dueños del Inter de Miami, el club de la MLS donde juega Lionel Messi.

Pumco participó de las licitaciones realizadas por Enarsa para construir el Gasoducto Néstor Kirchner (recientemente rebautizado como Perito Moreno) y revertir el gasoducto Norte, pero en ambos procesos —al igual que en este de YPF— no resultó ganador. En Florida, donde Mastec tiene sus oficinas centrales, existía especial interés en el proceso de construcción del VMOS. Incluso, un hombre de mucha confianza del presidente electo Donald Trump le manifestó a Javier Milei en su última visita a Estados Unidos hace dos semanas —cuando viajó para celebrar el triunfo del líder republicano en los comicios presidenciales— sobre el interés de la constructora norteamericana para competir en las licitaciones que se realicen en la Argentina para construir proyectos de infraestructura energética vinculados a Vaca Muerta.

«Hubiésemos preferido que la licitación del VMOS no se dilatara tanto. YPF pidió la semana pasada una mejora en los instrumentos de caución y garantía de oferta. Estamos esperando los resultados oficiales», manifestó el gerente de una constructora que participa del proceso.

La licitación del VMOS contempla además la compulsa de otras dos estaciones de bombeo que permitirán incrementar los volúmenes de crudo a evacuar, una playa de tanques, la terminal onshore y la instalación de dos monoboyas para conectar con buques VLCC.

Previamente, YPF había adjudicado la provisión de los caños a Tenaris, subsidiaria del Grupo Techint y uno de los principales proveedores de tubos para la industria de Oil & Gas a nivel global, mediante la firma de un contrato por un total US$ 180 millones. Tenaris se impuso en la licitación de la que también participó un fabricante de tubos de la India. Javier Martínez Álvarez, director de Tenaris para el Cono Sur, indicó este miércoles en el congreso de IPLOCA que la compañía ya está fabricando un primer lote por el 25% de la tubería que demandará el VMOS.

Nueva sociedad

YPF aceleró la construcción del segundo tramo del oleoducto VMOS tras asociarse con Pan American Energy (PAE), Pluspetrol, Vista, Pampa Energía, Shell y Chevron. La sociedad contempla una inversión de a US$ 2.552 millones.

Si bien en cuanto a la obra se esperaba un definición desde YPF para noviembre, los plazos se demoraron tras la creación de esta nueva sociedad -denominada VMOS- que tiene a algunos de las principales operadoras como participantes, ya que esto implicó que el proceso de licitación deba ser evaluado por cada uno de los jugadores.

Por otro lado, el primer tramo de 130 kilómetros que va desde Loma Campana hasta Allen comenzó a construirse en mayo pasado y se espera que esté finalizado en enero de 2025.

El VMOS, además, adhirió al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversores (RIGI), convirtiéndose así en el primer proyecto de la industria hidrocarburífera que califica dentro del nuevo esquema de promoción de inversiones creado con la Ley Bases.

, Laura Hevia y Nicolás Gandini

Pluspetrol, una de las empresas productoras de hidrocarburos de la Argentina, que a su vez opera el mayor desarrollo de gas en Perú, Camisea, está a punto de cerrar la adquisición de dos parques de generación eólica en Uruguay, según adelantaron fuentes del mercado a EconoJournal. Se trata de los proyectos Cerro Grande y Peralta I y II, que son operados por el fondo DIF Infrastructure (controlado por DIF Capital Partners) y en total suman una potencia de 170 megawatt (MW).  

La operación, que podría acordarse en las próximas horas por una cifra superior a los US$ 100 millones, marcará el desembarco de Pluspetrol en el negocio de energías renovables. La compañía viene de protagonizar en noviembre la mayor transacción de activos concretadas en Vaca Muerta mediante la adquisición de seis bloques que estaban en poder de ExxonMobil por una suma cercana a los 1700 millones de dólares. Esa adquisición la posiciona como uno de los jugadores con mayor acreaje en la ventana de shale oil de la formación no convencional de la cuenca Neuquina.

La compra de los dos parques eólicos en Uruguay, que en conjunto suman unos 70 aerogeneradores instalados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, se explica por el programa de transición energética de Pluspetrol que apunta a avanzar con proyectos de diversificación de fuentes de generación y de descarbonización.

, Nicolas Gandini

El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, se reunió este martes en Buenos Aires con las principales empresas productoras de hidrocarburos con el objetivo de acelerar la agenda de infraestructura que la provincia tenía prevista para habilitar el desarrollo de Vaca Muerta en materia de rutas y redes de electricidad.

El encuentro se concretó en las oficinas de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) sobre la avenida Córdoba en pleno centro porteño. Contó con la presencia de representantes de las principales empresas que operan en Vaca Muerta como YPF, PAE, Vista, Tecpetrol, Vista, Pluspetrol y Pampa, entre otros. Del lado del gobierno de Neuquén, Medele se presentó como el principal interlocutor, acompañado por Alejandro Monteiro, su antecesor en el cargo y ahora asesor del gobernador Rolando Figueroa en materia de energía.

La reunión le permitió a los funcionarios retomar el diálogo con las operadoras para poder encaminar la discusión que hasta el momento tuvo pocos avances. Tal como adelantó EconoJournal la semana pasada, tras 9 meses sin novedades, las empresas nucleadas en la CEPH confirmaron que en los próximos días contratarán a una consultora para elaborar un master plan con las obras que la industria necesita y que incluye rutas y redes de electricidad, junto con el diseño de un esquema de financiamiento para el período 2025-2030.

Frente a la demora en lograr concretar un instrumento de financiamiento, el tándem que conforman Medele y Monteiro se presentaron ante la industria con la intención de acelerar los plazos y poder contar para inicios de 2025 con los fondos para ejecutar el plan que había sido blanqueado en mayo de este año en la Mesa Sectorial Vaca Muerta y que proponía a las empresas un trabajo colaborativo para concretar las obras.

Allegados a la gobernación dejaron entrever que el esquema de recaudación que analizan implementar podría obligar a las operadoras a aportar un valor fijo en dólares por cada barril de petróleo o barril equivalente de petróleo (BOE) que se extrae de la Cuenca Neuquina y direccionar esos fondos a la construcción de rutas u otro tipo de obras.

Allegados a la gobernación provincial indicaron a este medio que el esquema podría ser convalidado a través de una Ley provincial en la Legislatura neuquina. Según fuentes privadas al tanto de la iniciativa, el monto que podrían aportar las petroleras para fondear un fideicomiso para obras de infraestructura oscilaría entre los 50 centados y 1 dólar por barril producido.

De esta forma, el Gobierno neuquino sortearía una de las trabas que se habían planteado para avanzar con el plan de obras, que era que ese instrumento sea proporcional al peso específico de cada operadora y a la capacidad de cada una.

El otro obstáculo, que aún no fue encaminado, es el de definir de qué manera se administrará este instrumento público-privado, de forma tal que se asegure la transparencia en la gestión de los fondos que recaude el fideicomiso.

Desde la industria, a su vez, plantearon como posibilidad avanzar con un sistema de peajes que permita el recobro de los costos de las rutas y asegure su mantenimiento con el paso del tiempo. En este sentido, el ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, había confirmado en septiembre que a fines de este año estaría en funcionamiento la primera prueba piloto de peaje sobre la Ruta 7, cerca del dique compensador de El Chañar, aunque finalmente no se hará en conjunto con la provincia de Río Negro.

Fuentes cercanas al gobierno de la provincia rionegrina indicaron a EconoJournal que no veían posible la instrumentación de un peaje debido a los altos costos del sistema propuesto.

Plan maestro

Según pudo saber este medio, la CEPH, había recibido propuestas de tres consultoras diferentes para el armado de un esquema que buscaría priorizar una lista de obras que tendrían un impacto directo en mejorar los costos de la industria.

El lunes durante el evento Energy Day que organiza EconoJournal, el presidente E&P de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, aseguró que “a través de la CEPH se ha centralizado la voluntad de todas las compañías para trabajar en un plan maestro de obras de carreteras y ver cómo se trabaja de manera colaborativa en función de las prioridades y necesidades que tenga la provincia y también la industria”.

En este sentido, comentó que -debido a la falta de pavimento- actualmente un camión que viaja con arena desde Entre Ríos debe ir hacia Neuquén capital para luego ir hacia Rincón de los Sauces, lo cual implica que deba sumar 200 kilómetros más a cada recorrido.

Por otro lado, Ferreiro agregó que “hay cosas para hacer en el upgrade y crecimiento de los sistemas de transmision eléctrica para que en el futuro Vaca Muerta esté interconectada eléctricamente y podamos tener la migración a taladros y sets eléctricos, para una mayor confiabilidad el sistema y mejor utilización del gas asociado, que será un recurso abundante”.

, Laura Hevia

El megaproyecto de cobre Los Azules, ubicado en la provincia de San Juan, recibió la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental (EDI). “Es un hito clave en el camino hacia la viabilidad, la construcción y operación futura”, señaló la empresa canadiense McEwen Copper, que lleva adelante el desarrollo cuprífero. La minera agregó que “la aprobación garantiza la viabilidad ambiental del proyecto y establece una base sólida para un desarrollo responsable”. El proyecto genera interés en instituciones de desarrollo de Europa.

Los Azules es uno de los cinco proyectos de cobre más importantes de la Argentina y fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence en 2022. Demandará una inversión total de US$ 2.500 millones y prevé una producción de 180.000 toneladas de cobre por año.

Además de la canadiense McEwen con casi el 47% de la participación accionaria, en el megadesarrollo de cobre participan la automotriz Stellantis con 18,3% y el gigante minero Río Tinto con 17,2%, entre otros.

Visto bueno

La aprobación ambiental que se conoció este martes la realizó el Ministerio de Minas de San Juan. El estudio fue compilado por la empresa internacional de ingeniería y consultoría Knight Piesold y fue apoyado por 22 expertos de la provincia, el Ministerio de Minería y 14 instituciones públicas y privadas que compusieron el Comité de Evaluación, que revisó en total más de 3.000 páginas que constituyeron la presentación de McEwen.

Los Azules está a pocos kilómetros de la frontera con Chile y tiene una vida útil de 30 años. Con la aprobación ambiental superada, ahora le queda avanzar con la etapa de factibilidad, que terminará en el primer semestre del año que viene.

También en 2025 está previsto hacer la ingeniería. Luego de avanzar en estas etapas, en 2026 las compañías McEwen, Stellantis y Río Tinto estiman comenzar la construcción, que tendrá su fase masiva en 2027 y 2028. El objetivo es alcanzar la primera producción de placas de cobre industrializado en la Argentina a partir de 2029.

“El proyecto está diseñado para operar con energía eléctrica renovable y lograr la neutralidad de carbono para 2038. Su diseño de proceso innovador asegura una de las huellas hídricas más bajas en el sector minero, alineándose con las mejores prácticas internacionales; Los Azules apunta a la excelencia en la gestión ambiental”, informó la empresa canadiense en un comunicado.

Robert McEwen, CEO y fundador de McEwen Mining, afirmó: «Nuestro compromiso con las prácticas mineras modernas, sustentables y regenerativas en Los Azules se refleja en nuestra evaluación económica preliminar y evaluación de impacto ambiental y continuamos este trabajo a través de nuestro próximo estudio de factibilidad definitivo. Agradecemos a las 14 instituciones por su trabajo, cuyos esfuerzos ayudaron a obtener este permiso ambiental clave».

Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper y gerente general de Los Azules, agregó: «Este hito impulsa al proyecto hacia adelante y destaca su potencial transformador para la provincia y la industria minera de la Argentina. A medida que avanzamos, la sustentabilidad y la participación de la comunidad seguirán siendo el centro del desarrollo de nuestro proyecto».

, Redaccion EconoJournal

Grupo Desa y Edelap inauguraron su sede central en el histórico edificio ahora denominado “Eduardo Wilde”, de calle 5 y Diagonal 80. “Con la reapertura de su bellísima planta baja, totalmente restaurada, Desa rescata un ámbito de memoria patrimonial que refleja la excepcionalidad de la capital provincial a 142 años de su fundación”, destacaron desde la compañía.

En el encuentro que contó con la presencia del intendente Julio Alak; el director del Grupo DESA, Marcelo Diez; y Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia, se presentó la exposición “La Plata, capital de la luz” –de próxima apertura al público– que testimonia el nacimiento y desarrollo de una ciudad vanguardista, erigida en 1882 en la llanura de la pampa desierta, hija de la modernidad, pionera en contar con alumbrado eléctrico en Latinoamérica.

La muestra, que fue realizada bajo curaduría de Teresa Anchorena y Fabio Grementieri con la estrecha colaboración de expertos platenses, despliega un recorrido visual, documental y cartográfico que incluye maquetas diseñadas en 3D –reproducciones a escala de los edificios del eje fundacional– articulando así monumentalidad, dimensión y perspectiva.

Anchorena destacó que la muestra “cuenta la historia de La Plata como ciudad de innovación, de invención, de vanguardia, que es lo que marcó desde su creación y sigue vigente”.

El edificio

El edificio lleva el nombre del doctor Wilde en homenaje al médico, periodista, escritor e intelectual de la Generación del 80, ministro del Interior de la Nación, eminente higienista –destacado por su papel en la lucha contra la fiebre amarilla– que influyó como tal en la concepción innovadora de La Plata, participó de la colocación de su piedra fundamental y siguió de cerca su desarrollo.

La intervención del patio interno del salón central mediante un mural realizado por el artista Pablo Tricarico, del taller de Escenografía del Teatro Colón, completa y realza la puesta en valor de esta construcción de 1927 y del conjunto del actual espacio cultural destinado a consolidarse como Centro de Interpretación de la Ciudad, abierto a la comunidad.

Por otra parte, Edelap también prepara la próxima inauguración de un edificio exclusivo de atención en calle 13 entre 32 y 33 adecuado a una mayor cercanía al usuario, así como la posibilidad de dar respuestas personalizadas en el marco de un ámbito moderno, amplio, funcional, accesible y bien conectado.

Desa es la tercera compañía de distribución eléctrica en Argentina con la concesión de las principales empresas distribuidoras de electricidad de la provincia de Buenos Aires (EDEA, EDELAP, EDEN y EDES), y de la provincia de Salta (EDESA), región en la que además opera ESED empresa mediante la que brinda energía solar renovable a poblaciones dispersas de la puna salteña.

La apertura de la sede central confirma la decisión del grupo empresario de trasladar las oficinas del holding al histórico edificio de diagonal 80 de La Plata.

“El equipo de Desa, conformado por 3.300 personas opera, mantiene y expande las 24 horas los 365 días del año un servicio que alcanza a más de 5,7 millones de habitantes de 400 localidades del país, distribuyendo anualmente 13.177 GWh de energía eléctrica a través más de 67.000 kilómetros de redes”, indicaron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno tiene avanzado un decreto para habilitar la posibilidad de que los consumidores puedan autogestionarse la recarga de combustibles en las estaciones de servicio, una modalidad que en el país hoy solo existe en la ciudad de Rosario pero por motivos de seguridad. La medida fue anticipada este martes por el ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, durante el último almuerzo del año entre los miembros del Club del Petróleo. La posibilidad de que los conductores puedan cargar combustible en sus vehículos por su cuenta y sin tener que recurrir a un tercero promete generar un conflicto directo con el gremio de empleados de estaciones de servicio que conduce Carlos Acuña, uno de los dos líderes que siguen al frente de la CGT. De esa manera, la norma que publicará en las próximas semanas el gobierno de Javier Milei terminará con la obligatoriedad operativa de que la recarga de combustibles sea llevado adelante por un operario (playero) de la estación de servicio.

Sturzenegger señaló que el decreto será publicado en las próximas semanas, aunque fuentes oficiales consultadas por EconoJournal aclararon que la medida esta aún bajo evaluación interna en el gobierno debido al cambio sistémico que implicaría en el negocio de distribución de combustibles.

El ministro de Desregulación y Transformación del Estado no ahondó en los detalles de la normativa por salir pero dejó establecido que el objetivo general es eliminar la prohibición que rige sobre el autoservicio de combustibles. La modalidad de autodespacho existe en países como Estados Unidos, en donde los conductores pueden cargar nafta a sus vehículos por su cuenta. En la Argentina se comenzó a aplicar en la ciudad de Rosario por las noches tras el asesinato de un playero.

Despacho libre

«Sé por un tema de necesidad extrema que YPF lo ha implementado en Rosario, porque las estaciones en la noche se hacen con autodespacho, pero no tendría que ser por un tema de seguridad, es un tema de libertad. Vos organizá tu relación comercial de la manera más libre que quieras, así que entra dentro de las generalidades de la ley«, argumentó Sturzenegger.

El decreto también liberará el despacho de energía eléctrica para los negocios que quieran ofrecer puntos de carga para vehículos eléctricos. «Cuando vos tengas autos eléctricos, vos vas a ir a un restaurante y vas a querer cargar el auto cuando vos estás comiendo en el restaurante, o si vas a ir a un shopping, vas a querer cargar el auto cuando estés comprando en el shopping», dijo el ministro.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía a cargo de María Tettamanti autorizó una suba del precio regulado de los biocombustibles que se mezclan por ley con las naftas y el gasoil en el mercado local. A partir de diciembre, el biodiesel, que se elabora a base de aceite de soja, subió 4%, mientras que el bioetanol de azúcar y el maicero se incrementó en un 3%.

La resolución 393/24 publicada este martes en el Boletín Oficial llevó el precio de adquisición del biodiesel, que se mezcla en un 7,5% con el gasoil, de $ 1.023.649 a $ 1.064.595 la tonelada, según la información que proporciona la Secretaría de Energía, mientras que la resolución 392/24 elevó el precio del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar de 683,3 a 703,8 pesos el litro.

La misma resolución también elevó el precio del etanol maicero, elaborado principalmente en Córdoba y la región Centro, de $ 626,2 a $ 645 el litro. La Ley 27.640 establece que las refinerías tienen que hacer una mezcla con un corte obligatorio de 12% de etanol con las naftas. Ese porcentaje se distribuye en parte iguales de 6,5% entre el etanol de azúcar y el de maíz.

Inflación

La suba del precio regulado de biodiesel acumula 55% entre diciembre de este año con el mismo mes de 2023, mientras que la inflación de octubre fue de 2,7% y la acumulada de los últimos doce meses fue de 193%.

Por su parte, el bioetanol cañero pasó de $ 348,5 en diciembre del año pasado a $ 703,8 el litro este mes, registrando una suba de 101% en doce meses, según la cartera energética. En cambio, el etanol producido a base de maíz tuvo un incremento interanual en diciembre de 78,6%, ya que pasó de un precio regulado de $ 361,1 en 2023 a $ 645 este diciembre.

Según indicaron fuentes de la industria de biocombustibles a EconoJournal, los productores reclaman al gobierno una mayor suba de los precios regulados ya que argumentan que los valores del biodiesel y el bioetanol prácticamente no tienen incidencia en la inflación, pero que los precios que fija la Secretaría de Energía de la tonelada de biodiesel y el litro del etanol están atrasados respecto al IPC acumulado. Además, sostienen que sus insumos aumentaron más que el ajuste autorizado.  

, Roberto Bellato

La creciente producción de gas natural en Vaca Muerta tiene como destino relevante el mercado de Brasil a través de gasoductos. Pero en pocos años la Argentina también podría concretar proyectos de licuefacción para realizar envíos de Gas Natural Licuado (GNL) al país vecino. Este tema se debatió en el panel Mercado de Gas: Expansión a Brasil y GNL. ¿Un objetivo posible? del Energy Day organizado por EconoJournal.

Participaron del panel Catherine Remy, directora general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina; Gabriela Aguilar, general general de Excelerate Energy en la Argentina y vicepresidente para LATAM; y Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy (PAE).

La directora de TotalEnergies expresó que “Brasil es muy grande. Petrobras ve un mercado de más de 60 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para abastecer la demanda del sector industrial. Vemos la oportunidad de exportar el gas argentino a Brasil en un futuro cercano”. Añadió que “también es importante el mercado de Chile, que tiene renovables, pero es clave compensar la intermitencia con gas natural”.

En tanto, Gabriela Aguilar de Exelerate subrayó: “Esperamos que la Argentina pueda estructurar los proyectos de GNL que hay en carpeta. Para 2024 la demanda estimada a nivel mundial va a ser de 700 millones de toneladas. Es decir, ya hay un déficit de 300 millones de toneladas que se esperan y la Argentina puede tomar un rol crítico”.

Rodolfo Freyre de PAE describió que “a Brasil lo ponemos como potencial cliente de GNL nuestro porque necesita flexibilidad en su matriz energética y nosotros, con nuestro proyecto de GNL, tenemos la oportunidad de poder llegar al mercado de Brasil de forma competitiva”.

También contó las novedades del proyecto para instalar un buque de licuefacción en Río Negro. “Este lunes Harbour Energy anunció que se suma al proyecto de GNL con un 15%, hace poco se sumó Pampa Energía con 20%. Golar cuenta con el 10% y estamos nosotros. Somos cuatro socios (en Sotuer Energy, compañía creada para desarrollar el proyecto de GNL). Estamos trabajando para poner operativo el barco para 2027, seguramente sea en septiembre, es decir, pasando el invierno de ese año porque es un proyecto que se apalanca inicialmente sobre infraestructura existente en el sistema de transporte”, indicó.

Además, Freyre sostuvo que “estamos viendo distintas opciones con jugadores locales para ver cómo pasamos a la etapa de contar con suministro de gas natural para el barco para producir GNL todo el año”. “Estamos muy entusiasmados, es un proyecto relevante porque son casi 12 MMm3/d, alrededor del 10% del gas que consume el país. Al no ser un proyecto que requiere Project Finance tenemos mucha flexibilidad en cómo es la venta de GNL”, remarcó.

Más energía, menos emisiones

Los directivos contaron también las iniciativas que tienen las compañías para producir más energía y, al mismo tiempo, desarrollar proyectos para bajar las emisiones de carbono. Catherine Remy señaló que “la demanda a nivel mundial aumenta porque la población aumenta. Seguimos pensando que el petróleo y el gas van a jugar un papel muy importante en todos los países. Tratamos de producir más energía con menos emisiones, algo nada fácil. Para esto estamos desarrollando parques eólicos y solares. En Argentina contamos con proyectos eólicos en Buenos Aires, Chubut y Santa Cruz y dos parques solares en el norte”.

La directora de TotalEnergies destacó también que “tenemos proyectos de reducción de emisiones en Vaca Muerta. En (el área no convencional) Aguada Pichana Este estamos electrificando la planta, que produce 14 MMm3/d. Construimos una línea de alta tensión para conectarnos a la red y del otro lado estamos desarrollando un parque solar que va a abastecer a la planta”.

“En Tierra del Fuego estamos desarrollando un parque eólico de 9 MW que va a abastecer la demanda de la planta de procesamiento de gas. Más energía con menos emisiones es clave, para eso diversificamos la oferta, seguimos produciendo hidrocarburos pero sumando generación renovable”, concluyó.

Por su parte, Aguilar indicó qué tiene que hacer la industria para que no vuelva a pasar lo que pasó este año con el gas: “Sobre este tema tiene mucha importancia el concepto de seguridad energética. La Argentina tiene un perfil muy marcado en lo que es el invierno. Tenemos que trabajar en esa demanda. En Brasil es distinta la demanda de gas, porque tienen energía hidráulica”.

La ejecutiva de Excelerate Energy también afirmó: “Me gustaría poner blanco sobre negro el tema de las importaciones. Este año se importaron en la Argentina 28 cargamentos de GNL a 11 dólares. Pero para generación eléctrica se consume gasoil y fueloil, que son combustibles líquidos. Este año Argentina importó 17 cargamentos de combustibles líquidos a un precio que se ubicó entre 18 y 19 dólares. Debemos trabajar en el reemplazo de esto. Y esto hay que mirarlo como un mercado más para el GNL del país. Argentina no va a importar más GNL. Va a ser el GNL producido en la Argentina el que se va a consumir en la generación eléctrica del país”.

Necesitamos aportar entre toda la industria y ayudar al gobierno a escribir la normativa que permita sustentar permisos de exportación de largo plazo sin riesgo de que sean cortados”, finalizó Aguilar.

Por último, Rodolfo Freyre sostuvo: “Contra Qatar es imposible competir porque es difícil superarlos en el tema costo. Pero contra Estados Unidos, si bien es un desafío gigantesco, creo que en ciertos mercados podemos competir, como es Brasil y Asia”.

, Roberto Bellato

El sector energético analiza alternativas para superar los cuellos de botella que tiene el país en el transporte eléctrico y que impiden sumar nueva generación de energía. Una opción es impulsar la firma de contratos directos entre actores privados. Martín Genesio, CEO de AES; Claudio Cunha, Country Manager de Enel Argentina; y Adrián Salvatore, director de Asuntos Corporativos de Central Puerto de Central Puerto, fijaron su posición sobre el tema en el Energy Day organizado por EconoJournal.

Largo plazo

Genesio resaltó tres aspectos para avanzar en la contractualización entre privados: regularizar la recomposición tarifaria, avanzar en regulaciones y resolver los cuellos de botella del transporte eléctrico.

Indicó que “para que haya contratos entre privados tiene que haber un regulador eficiente. Este año el gobierno decidió ir fuertemente a la normalización de las cadenas de cobro y pagar noviembre y diciembre de 2023 y enero de 2024 a través de un bono. En ese entonces nosotros lo vimos como una injusticia y que podía generar una muy mala señal y el gobierno fue muy claro en que quería normalizar la cadena de pagos del sector”. Y agregó que “nosotros teníamos una visión muy a corto plazo y contaminada de lo que venía pasando en los últimos 20 años en el país. Hoy la cadena de pagos se regularizó y hoy esto ya no se discute”.

En este sentido, Genesio sostuvo que “el gobierno actuó como regulador eficiente. Creo que para que se llegue a la contractualización entre privados se necesita más foco en el largo plazo en resolver los cuellos de botella en el transporte eléctrico. El gobierno está trabajando en la línea que unirá Vivoratá a Plomer, que liberará 1.500 MW nuevo para generación eólica en el sur de la provincia de Buenos Aires. Si nos enfocamos en este largo plazo, la contractualización entre privados viene sola”.

“Estamos discutiendo con el sector público cómo acelerar el cambio regulatorio que permita esta contractualización. Vamos a llegar a buen puerto en el corto plazo. No tenemos que esperar las elecciones, creo que hay que hacerlo cuanto antes. Durante el primer semestre de 2025 se va a empezar a resolver, si seguimos con la visión a largo plazo”, concluyó.

Advertencia en tarifas

Adrián Salvatore de Central Puerto advirtió sobre las suspensiones de los ajustes regulares de las tarifas: “para 2025 veo todavía estas discusiones de corto plazo sobre cómo tiene que ser la transición, pero que en la macro estamos todos de acuerdo en el rol de la contractualización entre los actores privados. Por supuesto que coincidimos en que las reglas tienen que ser claras para que esa contractualización se lleve a cabo”.

“Pero quiero advertir algo. Creo que no tiene que pasar lo que pasó este año, que tuvo que ver con alguna circunstancia económica particular y que se suspendieron los ajustes de las tarifas de las empresas reguladas, algo que supuestamente no iba a ocurrir. Es mi única reserva. Que no exista esa muñeca política. Si tomamos la definición de ir en un sentido, cumplámoslo. La suspensión por dos o tres meses de los ajustes tarifarios afectan a la credibilidad, a la confianza”, remarcó Salvatore.

“En una contractualización entre las generadoras y las distribuidoras, si por una circunstancia puntual la distribuidora no puede tener el ajuste de tarifas, cómo afectaría esto en su relación con el generador”, se preguntó el ejecutivo de Central Puerto.

Consolidación

Por su parte, Claudio Cunha de Enel subrayó que “el año que viene va a ser de consolidación porque dará más previsibilidad de largo plazo. La RTI (Revisión Tarifaria Integral) es una herramienta fundamental para darle previsibilidad a las inversiones, que toman su tiempo. Un ciclo combinado, una planta eólica o una subestación de la noche al día, se requieren contratos y compromisos plurianuales”.

“En tema tarifas, más allá del mito de que presionaba a la inflación, en realidad sirven para bajar la inflación por la emisión en la que navegaba el país. Los ajustes ahora son marginales y esto nos va a llevar a buen puerto en 2025”, indicó.

Además, sobre la contractualización destacó: “creo que son etapas necesarias y que hay que ajustar algunas regulaciones para que se pueda desarrollar un mercado competitivo”.

, Roberto Bellato

José Luis Manzano, presidente de Integra Holding, analizó las posibilidades de inversión que se abren en el sector energético a partir de la estabilización macroeconómica. “Hay un interés muy grande por Argentina. Esa expectativa se puede canalizar de manera viciosa o virtuosa. Viciosa es el carry trade y virtuosa es el equity en compañías argentinas”, aseguró en el Energy Day organizado por EconoJournal. Identificó posibilidades concretas de inversión en petróleo y minería y dijo que es necesario avanzar con la Revisión Quinquenal Tarifaria para poder hacer planes de inversión a cinco años.

“Da la impresión de que hay un consenso, una base de comprensión de que el recurso está. Cuando digo al recurso no me refiero solo al recurso natural sino también al modo en que la gente pagó la factura. Nosotros llegamos al 98% de cobrabilidad. Hay cultura en la gente porque el esfuerzo ha sido muy grande y hay una línea. Hemos tenido dos secretarios de Energía en la misma línea. Esto ha sido consistencia de Milei y del Toto Caputo. La gente más humilde ha hecho un esfuerzo grande, las pymes han hecho un esfuerzo grande y a nosotros nos corresponde del lado nuestro hacer la inversión y acompañar”, aseguró Manzano al inicio de su exposición.

Luego remarcó por qué cree necesario avanzar cuánto antes con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT). Alejandro (Macfarlane) lo dijo muy elegantemente. En el tema de la RQT no hay que esperar sorpresas. Hay que sacarse el miedo del tarifazo. No hace falta un tarifazo. Hay que acompañar la inflación y, por lo tanto, hay que hacerlo lo antes posible. Hay que sacarse de encima el tema para tener proyección y poder hacer los planes de inversión a cinco años. Hay una cosa que decía la secretaria (María Tettamanti) muy importante que tiene que ver con la estructura de capital de las compañías. La normativa de los 90 la conozco porque yo hice la ley. Teníamos que conseguir los votos en el Congreso, conseguir apoyo sindical y de las provincias. Entonces se pusieron algunos elementos como el PPP (Programa de Propiedad Participada), el PPP yo lo haría cien veces porque el acompañamiento social que hubo de los trabajadores al programa de privatización fue impresionante.

–¿Ve espacio para que vuelva ese instrumento?

–Si hay alguna firma para privatizar y la tienen muy trabada que hagan un PPP. Lo meten en un fideicomiso. Los trabajadores no hacen locuras, no entorpecen la inversión. Cuando la compañía se valoriza, algunos venden y algunos se quedan. Está mundialmente comprobado que funciona. Los que tienen acciones están totalmente alineados. Se acuestan a dormir pensando lo mismo que el resto de los stakeholders de la compañía. Es un tema de capitalismo moderno. Hay que vincular esto con el mercado de capitales, permitiendo la entrada de más equity en las empresas, la carga sobre el conjunto de la población puede ser menor y los planes de inversión se pueden acelerar. Y cuando digo equity es para evitar excesos de deuda porque los excesos de deuda tienen ciclos, no son sostenibles. Hay cosas para hacer en la ley, en el 51%, en las prendas, y después conectar con Nueva York. El gobierno y la sociedad argentina han logrado recuperar la expectativa del mercado, la expectativa del mercado está, nosotros hemos emitido en Nueva York. La conexión virtuosa que se ha logrado entre Argentina y el mercado necesita canales de equity antes que canales de deuda. Vista es un ejemplo fantástico de mercado de capitales o lo que ha pasado con la cotización de YPF. Por ahí un comprador que venga a comprar Metrogas por 1000 millones de dólares no está, pero que el mercado meta 200, 300, 400 o 500 millones de dólares en equity por mes sí está.

–¿Puede desarrollar mejor esa idea?

–Creo que hay mercado. Los fondos de private equity, los fondos de hedge funds y los fondos de mercados emergentes tienen un interés muy grande por Argentina. El presidente estaba esta semana en la tapa de The Economist. Hay 190 países y estaba Milei en la tapa de The Economist. Esa es la verdad. Esa expectativa se puede canalizar de manera viciosa o virtuosa. Viciosa es el carry trade y virtuosa es el equity en compañías argentinas. Al carry trade se entra fácil, se sale fácil y quedan las consecuencias. Al equity en compañías argentinas igual se puede salir, pero si hay socios creíbles y un contexto creíble el socio puede retener, conversar y persuadir y navegar las situaciones. Algunos dicen en el mercado que eso es para después de las elecciones. No, para nada después de las elecciones. Ya se ha despertado el interés por Argentina. El año 2025 es el año para conectar al mercado con las oportunidades de inversión en la Argentina.

–¿Imagina algún caso concreto o algún segmento?

Voy con nombres. Por ejemplo, lo que acaba de mencionar de mencionar el gobernador de Río Negro de Corporación América de uranio en Río Negro, Blue Sky. ¿Cómo funciona normalmente? Un grupo de promociones canadienses o australianos la listan, hacen una junior, algunos argentinos que seguimos y estudiamos invertimos, sube muchísimo en Australia, algunos australianos se van y otros se quedan y a veces llega a construcción. Si Blue Sky fuera privada y se hace un listing en Australia y un dual listing en Argentina. Cada individuo puede participar, es más equity, más transparencia, management alineado con acciones y se produce un fenómeno que funciona en el mundo: se llama capitalismo. No hay que inventarlo. Hay que copiarlo. Si el recurso está ahí va a funcionar. Cuándo digo “si el recurso está ahí”, ¿a qué me refiero? Por ahí en Argentina no hay muchos managers que hayan manejado empresas mineras, pero hay geólogos y geofísicos con PhD, que son fantásticos. La creación de valor es inmensa al darle a esos científicos la posibilidad de conectar el conocimiento que tienen del subsuelo con el mercado. Por eso pronostico unicornios en recursos naturales en minería y más en Vaca Muerta.

–El proyecto de Vaca Muerta en petróleo está lanzando, tiene pilares sólidos y va, ¿pero Argentina va a tener un proyecto de cobre en 2030?

–Sí, sí, va a tener. Nosotros invertimos muy temprano. Van a estar en producción Josemaría y Filo. Es altamente probable que esté en producción Los Azules de McEwen y es probable que esté en producción alguno de los de Glencore, Agua Rica o El Pachón. El Pachón es gigante. Ojalá sea El Pachón. Y hay un par más revoloteando.

–¿Y cómo hacés para que alguien invierta, por ejemplo, los 6000 millones de dólares que requiere Josemaría? ¿El instrumento que estás planteando podría ser un puente?

–Eso ya está porque estas son públicas. La que es una oportunidad ahora es McEwen. Tiene un market cap de 400 millones de dólares. Si el recurso está bien hay 6000 millones de dólares de recurso. Ellos han ejecutado en oro en el pasado con mucho éxito y deberían repetir. Tienen que tener un RIGI. Me imagino que ya habrán aplicado para el RIGI. McEwen puede ser el próximo unicornio. No vendo acciones de McEwen. Por eso no tengo problemas en decirlo. Después hay juniors. Me parece que la CNV tendría que darse una política de atraer las juniors canadienses y australianas que los únicos activos que tienen son argentinos. Poner el governance. Tomar algo de lo del blanqueo. Por ahí tener no solo una política de compre local sino también de incorporación de profesionales locales a los boards, a la parte científica. Estamos en una ventana única, semejante a la de la soja, semejante a la de Vaca Muerta. Vaca Muerta va a llegar a 1,5 millón o 2 millones de barriles por el 2030. Todavía hay restricciones logísticas. Estoy muy orgulloso por la extensión de la frontera de Vaca Muerta a Río Negro con Phoenix. Es buena la geología, es bueno el gobierno y es bueno (Pablo) Bizzotto. Pablo ha sido bueno porque los pozos producen. Estamos haciendo 4500 barriles en Río Negro. Y tiene un valor más que es que fue una iniciativa privada. Hay quienes estaban en contra del régimen de iniciativa privada porque decían que no hay competencia. Nosotros hicimos iniciativa privada en Jujuy para litio. Ofrecimos alto y también YPF, Techint y PAE y al final quedamos nosotros. Hicimos iniciativa privada en Mendoza para Bajada del Chachahuen y nos acaban de adjudicar la semana pasada. También ofrecimos alto, siete pozos. Para la iniciativa privada que hicimos en Río Negro ofrecimos 40 millones de dólares de inversión porque conociéndolo al gobernador Weretilneck, la oferta tenía que ser más alta que la que hacíamos en Neuquén porque sino no nos la iba a adjudicar. Es un tema científico. Tiene que ser más que lo que se le da al Rolo (Figueroa). Es un tema muy científico. Hay una matriz de cálculo. Así sale el titular en Río Negro, en La Mañana y en tu boletín (EconoJournal). Ofrecimos 40 millones de dólares. Asustados porque hasta ese momento era una hipótesis. Marcos Bulgheroni, amigo personal, ofreció 140 millones. Nos subió 100 millones. Quedé knockout. Fui a Suiza, nos juntamos con Marcos Dunand, el CEO de Mercuria. El que incursionó Argentina para Mercuria fue Daniel Jaeggi y el otro socio es Marcos Dunand. Nos juntamos con Marcos Dunand. “¿Qué pensás de la oferta de Marcos (Bulgheroni)?”, le dije. “No sé. Tiene una competencia con vos. Es altísima. 140 millones me da pánico. Mirá si fallamos”, me respondió. “Pero cómo ahora me decís que vamos a fallar”, le digo. “No, no vamos a fallar, pero es alta”, respondo. “Bueno, dejémoslo pasar”, me dice. Cuando estábamos por terminar la reunión me dice: “¿Pero de verdad qué pensás?”. “El petróleo está ahí, olvidate. La división política entre Río Negro y Neuquén tiene menos de 200 años, el accidente geológico tiene 40 millones de años”, le respondí. “Ah, bueno, si el petróleo está vamos”, dijo. Y pusimos 140 millones. Además de que estamos felices, ese caso probó que la iniciativa privada genera competencia. Ahora TGS está yendo por iniciativa privada. ¿Qué hace falta? Un regulador fuerte y transparente. Mendoza lo tiene, Jujuy lo tiene, Río Negro lo tiene. La iniciativa privada te da la posibilidad de empardar después, pero no te da la posibilidad de llevártelo barato.

–¿En lo político qué ves?

–Veo que en el medio ha pasado mucho tiempo y hemos perdido mucho tiempo. Eso ha dejado una enseñanza. El tiempo que ha pasado es un tiempo perdido. El Gasoducto Néstor Kirchner, al que ahora le han cambiado el nombre, es el ejemplo de cosas donde no haría falta que gaste plata el Estado. Es el ejemplo de inversiones que se podían hacer con dinero privado. Hay un cambio cultural. Va a haber una elección de medio término muy fuerte para voto al gobierno y alternativas de centro y con una polarización. El otro día había un proyecto para poner regalías a la minería de 30%. Si la polarización es para ese lado, la elección va a ser abrumadora para el gobierno y un centro moderado. La gente no es tonta. Hay mucho entusiasmo en los argentinos y tenemos que traer a los extranjeros porque la competencia nos hace bien. La competencia trae mejores prácticas. La competencia nos fuerza a levatarse temprano y ponerse a mirar qué se puede hacer.

–El presidente de YPF dijo que va a avanzar con la venta de Metrogas. Ustedes son accionistas minoritarios. ¿Cómo ven ese proceso?

–Nosotros tenemos el 19%. Con eso en el mundo sos el mayor accionista. Acá la atrocidad es el Estado. El que no tendría que estar es YPF. No hace falta que esté YPF porque además no le presta atención. A tal punto no le presta atención que está listada en Buenos Aires. Esa compañía debería estar listada en Nueva York. Si YPF encuentra un comprador estratégico, como Total, alguien de mucha calidad, nos quedaremos. Si el comprador no nos gusta le venderemos y si el proceso es razonable quizás podemos comprar nosotros, dependiendo mucho del acceso al mercado. En eso yo creo que cuanto más temprano se haga la RQT (Revisión Tarifaria Integral) mejor. Nosotros estamos en distribución de electricidad. Ale (Macfarlane) lidera en gas. Los dos estamos diciendo en público que hay que ser muy prudentes. No hay que esperar tarifazos. No hay que tenerle miedo a la RQT. La gente ha acompañado, las empresas tenemos que acompañar. Es más importante la previsibilidad por cinco años que cuánto te da.

–Si leo entre líneas es que no vas a ir con un requerimiento de ingresos al regulador tan alto porque entiendo que tengo tiempo para ir ordenando mi negocio.

La compañía es independiente.  Lo va a hacer el management. Seguramente el management tendrá sus números, pero el día que hay un corte (de luz) el nombre que sale es el de los accionistas. Puede haber cortes que vengan por problemas de generación, por la licitación que no se hizo o porque la temperatura se fue a 45 grados. Todo puede suceder. Hace falta prudencia. Hace falta moderación y trabajo duro. La paz social que acompañó este proceso de reforma la tenemos que cuidar y la manera de cuidarla es actuando con prudencia.   

, Redaccion EconoJournal

Alejandro Macfarlane, dueño de Camuzzi, se hizo presente en el Energy Day organizado por EconoJournal para compartir su mirada sobre la revisión tarifaria y la prórroga de las concesiones de las licencias de gas natural planteada en la Ley Bases, entre otros ejes temáticos de la actualidad sectorial. “Estamos dejando atrás muchos años de incertidumbre constante en un segmento como el de distribución de gas, que requiere mucha inversión y que atiende las necesidades de 9 millones de hogares”, expresó el ejecutivo en el panel ‘La Argentina que viene tras un año que cierra con estabilización cambiaria y baja de la inflación’.

El ejecutivo sostuvo que no tenía ningún sentido, bajo su óptica, subsidiar la totalidad de la demanda. “Las transferencias al sector energético llegaron a representar dos puntos del Producto Bruto Interno (PBI)”, cuestionó.

Fue una sorpresa, admitió, que el Gobierno nacional dispusiera los incrementos tarifarios del mes de abril. “Nunca pensamos que las medidas se tomarían a esta velocidad. Hoy tenemos lo que hasta hace un tiempo parecía impensado: tarifas razonables. Finalmente contamos con la previsibilidad que las compañías licenciatarias necesitábamos. Faltan algunas cuestiones por resolver, pero las expectativas de cara al futuro son grandes”, enfatizó.

En estos momentos, resaltó, las empresas han vuelto a ponerse en valor. “Después de muchos años, volvimos a participar del circuito de crédito para satisfacer nuestras necesidades financieras. Ahora podemos pensar en obras de ampliación que estaban postergadas”, aseguró.

Que haya mayor razonabilidad para las firmas distribuidoras, aclaró, no significa que se haya dejado sin cobertura a los sectores más vulnerables. “Hay más de un 30% de los clientes del servicio de gas que siguen recibiendo subsidios porque no están en condiciones de pagar. En una extensa porción de la Argentina denominada ‘Zona Fría’, los usuarios abonan un 50% de las tarifas”, precisó.

En la gestión presidencial de Mauricio Macri, recordó, los incrementos tarifarios eran más lentos. “Los problemas cambiarios y de inflación impidieron un mayor avance. Recurrir a los precios regulados siempre es la primera opción para los gobiernos que afrontan una crisis”, reflexionó.

Buena voluntad

El nivel de cobrabilidad de las tarifas de gas, especificó Macfarlane, hoy se ubica en el 97,7 por ciento. “Pese a la suba de precios se situó en un 570%, hubo menor morosidad que en el invierno del año pasado. Más allá de tres o cuatro cuestiones judiciales que se resolvieron rápidamente, la gente pagó sus facturas”, ponderó.

Ahora que las empresas están volviendo a ser sujetos de crédito, recalcó, puede esperarse un 2025 de resolución de asuntos técnicos pendientes. “Esperamos solucionar, por ejemplo, cuestiones ligadas a la extensión de los contratos y el Impuesto al Valor Agregado (IVA) de los subsidios. Todo el mundo tiene la voluntad de resolverlas”, anticipó.

La Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), sostuvo, despierta grandes expectativas, pero también implica fuertes responsabilidades. “Cada vez que tengo la oportunidad de reunirme con autoridades hago el comentario de que no podemos tener una revisión tarifaria e incumplirla. La fórmula ideada en abril, por circunstancias asociadas a la inflación, dejó de ser viable. Cuando eso sucedió, el sector acompañó. Pero a partir de la RQT debe cumplirse con lo pactado para que podamos financiar a nuestras compañías”, aseveró.

Discusión zanjada

La cuestión tarifaria, remarcó Macfarlane, en términos conceptuales dejó de ser un problema. “Habrá que hacer los ajustes inflacionarios correspondientes, pero la discusión fue zanjada en abril. No veo en ningún caso que haya saltos importantes. No los estamos pidiendo y al parecer el Gobierno tampoco tiene pensado instrumentarlos”, indicó.

Después de 2025, adelantó, hay que trabajar para darle cobertura a unos 500.000 clientes. “Esto será clave si se tiene en cuenta que una garrafa de gas cuesta 10 veces más que un metro cúbico de gas natural. Un sector ordenado y que se puede financiar necesariamente deriva en una mayor confiabilidad de las redes y en mayores beneficios para los usuarios”, expresó.

El futuro del segmento, avizoró, estará signado por la expansión de la infraestructura. “Hay mucha gente que quiere disponer de gas natural y que, por diferentes motivos, aún no lo tiene. Estamos trabajando para responder esa necesidad. Queremos darles redes de calidad a nuestros clientes y tener con ellos la mejor comunicación posible”, afirmó.

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“Estamos viviendo un cambio de época desde el punto de vista cultural acerca de cómo la sociedad se planta frente a la política, el Estado y el status quo de 40 años de democracia”, aseguró el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, quien analizó el presente del país y de su provincia en el Energy Day organizado por EconoJournal en el Club Hípico Alemán.

El mandatario sostuvo que hoy se observa un gran nivel de absorción social de medidas duras y complejas, lo cual parecía impensado algún tiempo atrás. “Por otro lado, estamos ante un Gobierno que decidió reformular la relación Nación-provincias. Como hemos dicho en más de una ocasión, a los del interior del país se nos hace muy difícil encontrar vínculos que ayuden a resolver nuestros problemas. Pero no se puede negar que hay un camino político muy marcado, una oposición desmembrada y un panorama bastante claro para el año próximo. Si no pasa nada extraño a nivel mundial, el escenario electoral venidero es bastante previsible”, diagnosticó.

Uno de los mayores desafíos que se avizoran, prosiguió, tiene que ver con los 27.000 millones de dólares que hay que conseguir en 2025 para hacer frente a los vencimientos de deuda. “También debe seguirse el impacto de la apertura de importaciones, sobre todo en ciertas cadenas de producción. Y después habrá que ver cómo los distintos sectores de la política y la economía nos vamos acomodando al nuevo escenario”, sostuvo.

Fuera de agenda

Desde lo formal, señaló el gobernador rionegrino, el Gobierno nacional es respetuoso y abierto al diálogo con las provincias. “Lo que se nota es una dificultad importante en cuanto a gestionar el día a día o el mediano plazo. Con Neuquén, por ejemplo, nosotros estamos planteando la necesidad imperiosa de resolver la logística de Vaca Muerta con foco en dos ejes: las rutas 22 y 151. No puede ser, teniendo en cuenta el actual nivel de actividad, que se tarden tres horas para entrar en los yacimientos. Sin obras, la situación será totalmente insostenible cuando se sumen Vaca Muerta Sur o el proyecto de gas natural licuado (GNL). Y lamentablemente nos cuesta muchísimo poder discutir esta cuestión”, criticó.

Es urgente, continuó, resolver la problemática de las concesiones ferroviarias. “A nuestro entender, la vía del Ferrocarril General Roca que va de Bahía Blanca a Barda del Medio o a Zapala forma parte del núcleo estratégico. Y nos resulta muy complejo encontrar los funcionarios y la mesa de decisión para abordar el tema”, remarcó.

Junto con su par neuquino Rolando Figueroa, Weretilneck está pidiendo concretamente la provincialización de las rutas. “No digo que tengan que darnos la razón, pero sí que deben darnos un lugar en la agenda. Queremos que las provincias y el sector privado podamos generar un modelo de concesión distinto al vigente. ¿Qué mejor que la transferencia de las rutas para un Gobierno que dice que el Estado nacional debe ser más chico?”, se preguntó.

Nuevas leyes

En relación con las oportunidades que significan para Río Negro obras como Vaca Muerta Sur o el proyecto de GNL de YPF, Weretilneck no sólo resaltó la importancia de la adhesión de la provincia al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), sino que también anunció el envío a Legislatura de tres nuevas leyes que buscan su aprobación antes de que cierre el año. “La primera es una Ley de Puertos para ordenar jurídicamente y darle competitividad a la actividad de cuatro terminales portuarias: la de San Antonio Este, que está operativa y será el epicentro logístico de lo que se viene, y las instalaciones que usarán Pan American Energy (PAE), Golar y Pampa Energía con el buque ‘Hilli’; YPF y sus socios con ‘Argentina LNG’; y las empresas que impulsan Vaca Muerta Sur en Punta Colorada”, puntualizó.

La segunda norma que espera por su sanción, agregó, apunta al perfeccionamiento de las áreas de parques industriales y logísticos que se instalarán no sólo en la zona limítrofe con Neuquén, sino también en el golfo. “Adicionalmente, promovemos una ley de beneficios impositivos para todas las empresas que se radiquen en esas nuevas áreas o en las ya existentes”, completó.

En definitiva, resumió, la idea es adaptarse lo más rápido posible a los requerimientos de la industria. “La provincia tardó un año para aprobar de punta a punta la obra de Vaca Muerta Sur. Sabemos lo que eso significa para el sector y por eso hemos reducido los plazos de trámites para los próximos proyectos, pero sabiendo que ninguna propuesta es sustentable sin licencia social. Lo peor que nos puede pasar es la judicialización”, sentenció.

Pelea convencional

Amén de destacar los esfuerzos de petroleras como Phoenix y Capex para ampliar el horizonte productivo de Río Negro, Weretilneck cree que los yacimientos convencionales de la provincia todavía pueden dar mucho más. “Está dura esa pelea. Entendemos lo que está pasando en la industria a partir del impulso que significan los proyectos en Neuquén. Pero con el aporte que venimos haciendo, merecemos mayor respaldo en el segmento convencional. Vamos a dar de baja dos o tres concesiones, y estamos siendo muy exigente con las negociaciones”, advirtió.

Aunque los plazos se están agotando, anticipó, esta semana podría haber novedades importantes. “Contamos con un buen ambiente laboral, empresarial y gremial como para realizar las modificaciones necesarias para mejorar el funcionamiento del segmento convencional”, concluyó.

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La secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que el gobierno está trabajando contrareloj en un nuevo esquema de subsidios para el gas natural y la electricidad. “Probablemente ahora se extienda el período de transición del esquema de segmentación actual en N1, N2 y N3, pero la idea final es ir a una tarifa focalizada, que es lo más parecido a una tarifa social”, aseguró al exponer en la inauguración del Energy Day organizado por EconoJournal.

La intención oficial es que solo reciban subsidio aquellos sectores que verdaderamente lo necesitan con un esquema destinado a fomentar la eficiencia en el consumo.  “El subsidio para las personas que lo necesitan va a fomentar la eficiencia en el uso. Es decir, queremos que haya un bloque mínimo subsidiado, pero a partir de ahí que se empiece a manifestar en la tarifa el costo real de la producción, el transporte y la distribución”, remarcó Tettamanti.

–¿Cuándo lo piensan implementar? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

–Lo venimos trabajando mucho. Nos hubiera gustado publicarlo esta semana, pero estábamos haciendo los últimos cálculos del impacto en las tarifas.

–¿Entonces es inminente la reformulación del programa de segmentación?

–Sí, vamos a fijar un período de transición hasta abril y después ir a una tarifa focalizada.

–¿La intención oficial es introducir un esquema típico de un bloque de tarifa social con algún tipo de bonificación terminando con los niveles N1, N2 y N3 y sin ir a un instrumento más complejo como el de la canasta básica?

Sí, pero la idea sí es que ese bloque subsidiado refleje un poco mejor las diferencias de necesidad de consumo que tienen las familias en las distintas geografías argentinas debido al tema climático. En gas natural ya existe, pero en energía eléctrica no.

Revisión Quinquenal Tarifaria

Tettamanti también se refirió a la revisión quinquenal de tarifas que impulsa el gobierno para salir del esquema de transición actual. “El valor de las tarifas tiene que salir de un cálculo que respete una metodología que fijaron los entes. Creo que no debería ser difícil salir de esta situación. Estuve trabajando bastante con Osvaldo Rolando (interventor del ENRE) en las tarifas de Edesur, Edenor y Transener. En las tarifas de gas natural hemos tenido un par de reuniones, pero no hemos avanzado mucho, pero yo estoy convencida de que esa revisión hay que hacerla”, sostuvo.

Luego fue cautelosa con el tema de los tiempos. “Veremos con qué ritmo se puede hacer. Si se puede hacer de una sola vez o en dos o tres pasos como se hizo en la RTI de 2017. A veces uno tiene muy claro dónde quiere llegar, pero hay que ver en qué tiempo. Es como si uno está en Buenos Aires y quiere llegar a Mar del Plata. ¿En qué tiempo se puede llegar? ¿Tenés una autopista perfectamente asfaltada y tenés un auto último modelo o tenés un camino poceado con un auto que se queda cada dos por tres? Las tarifas tienen que estar determinadas por los principios de la ley. La tarifa tiene que ser justa y razonable, cubrir los costos y garantizar una rentabilidad. Creo que vamos a poder lograrlo, pero lo tengo que ver con el ministro de Economía y con Daniel González (secretario coordinador de Energía y Minería) porque no podemos hacer algo en este sector que vaya en contra de poder hacer sustentable la macroeconomía. El sector va a invertir no solo si ve que hoy las reglas son buenas para invertir sino si las reglas son perdurables en el tiempo. Vayamos un poco más despacio, pero lleguemos ahí”, sostuvo.  

Ampliación de transporte eléctrico

La secretaria de Energía sostuvo también que “en los próximos 10 o 15 vamos a sacar una licitación para comenzar con una de las fases de lo que fue el plan de ampliación de transporte de alta tensión que determinó la resolución 507/2023 y vamos a comenzar con el AMBA I, una línea de alta tensión de Vivoratá a Plomer, con una estación transformadora en Plomer. Después una línea de alta tensión entre Ezeiza y Plomer y entre Atucha y Plomer también. Es una obra de unos 1000 millones de dólares”.

Ampliación de generación eléctrica

La funcionaria se refirió además al plan oficial para ampliar la capacidad de generación de electricidad luego de la decisión oficial de suspender la licitación TerConf. “Queremos ir a un esquema donde los privados sean quienes firmen los contratos, pero estamos pensando en una transición para que en ese camino la tarifa del residencial no tenga un impacto muy grande”, aseguró. Luego precisó que “queremos licitar generación, pero que esa nueva generación sea firmada entre distribuidoras y generadores o generadores y grandes usuarios. Vamos a tratar de que sean directamente los privados, pero para eso tenemos que hacer que las distribuidoras sean agentes de créditos para que los generadores se animen a firmar contratos. Para eso tenemos que solucionar las deudas que las distribuidoras tienen con CAMMESA ofreciendo un plan de financiación”.

Reglamentación de la ley bases

El gobierno reglamentó la semana pasada el capítulo de energía de la Ley Bases. La norma busca desregular el mercado y privilegia la exportación de hidrocarburos. Sin embargo, establece una serie de causas por las cuales el Estado podría objetar total o parcialmente esas exportaciones. “La idea es que en la legislación el Estado se guarde una llave para una situación que sea de fuerza mayor y muy complicada, pero buscamos que haya libertad, que se den permisos de exportación, tanto de crudo como de gas natural”, dijo Tettamanti.

“Hay un temor muy grande por lo que ocurrió en Argentina en el pasado cuando tuvimos que cortar las exportaciones de gas a Chile, pero lo que no nos tenemos que olvidar es que eso ocurrió justamente porque el Estado intervino. Si lográs que las distribuidoras tengan contratos a largo plazo y que hagan lo que marca la ley que es asegurarse el abastecimiento de la demanda prioritaria y que los grandes usuarios tengan su contrato en condición firme, la oferta va a responder a eso y va a haber saldos exportables y el Estado no va a tener que intervenir. En el marco de libertad va a haber generación para consumo interno y para exportar y no va a ser necesario usar esa llave que siempre se guarda el Estado. El espíritu es de maximización de la renta y libertad de mercado”, concluyó.

Gasoducto Perito Moreno

El gobierno declaró este lunes de interés público la iniciativa privada de Transportadora Gas del Sur para ampliar el Gasoducto Perito Moreno y aumentar el transporte de gas desde Vaca Muerta, especialmente a la zona del Litoral. Tettamanti se refirió además al proyecto de licitar el segundo tramo del Perito Moreno. “Por el momento no está en agenda. Lo queremos es que sea el sector privado el que amplíe el transporte, una muestra es lo que hizo TGS. En la década del 90, trabajaba en Camuzzi y todos los años venía TGS y me preguntaba qué necesidad de transporte iba a necesitar el año que viene y se hacían las ampliaciones. Con una tarifa que de previsibilidad a los empresarios, van a venir compradores y se van a poner de acuerdo sobre qué capacidad están dispuestos a comprar, a los costos que tenga el transporte y se harán los open seasons. Me parece que el esquema de la concesión de Enarsa con la ley 17.319 es un escollo que hoy tengo que estudiar para ver cómo hacemos para salir de eso y volver al esquema de tarifas bajo la ley 24.476, que funciona”.

–El ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, planteó en el programa de streaming Dinamo planteó que el Estado debería evaluar desprenderse de las acciones del Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner). ¿Es algo que evalúas?

–Sí, totalmente. Enarsa estaba en la lista de empresas a privatizar de la Ley Bases y para privatizarla primero tenés que empezar a desprenderte de los negocios. No tengo ninguna duda de que eso tiene que ser una concesión privada.

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