El grupo Aconcagua Energía mantuvo un encuentro con entidades financieras, inversores y bancos en el cual expuso sus planes de inversión para el 2025. “Comenzamos el año con un fuerte impulso en nuestra estrategia de crecimiento y desarrollo, respaldados por la reciente prórroga de las concesiones de explotación hidrocarburífera de las áreas Entre Lomas Río Negro, 25 de Mayo – Medanito S.E. y Jagüel de los Machos, en la Cuenca Neuquina”, destacaron desde la compañía. Además, remarcaron que este logro representa un hito en la política energética regional y reafirma el compromiso de la compañía energética con el desarrollo y la sostenibilidad del sector.
La prórroga de estas concesiones, por un período de 10 años, es un paso clave que permite extender el horizonte de negocios de Aconcagua Energía en la provincia de Río Negro, hasta el año 2036, en línea con su misión de garantizar el suministro energético y continuar fortaleciendo su presencia en el mercado, remarcaron.
Inversión
Como parte de este acuerdo, Aconcagua Energía se ha comprometido a llevar adelante un ambicioso plan de inversiones superior a los US$ 50 millones de dólares, enfocado en la eficiencia y desarrollo de las operaciones en estos campos, lo que permitirá continuar poniendo en valor los mismos.
Desde que asumió la operación de estos yacimientos, en febrero de 2023 y tras el acuerdo alcanzado con Vista Energy, la firma trabaja en la optimización de los activos y en la implementación de nuevas estrategias que permiten maximizar la producción de petróleo y gas de los mismos, según informaron.
Desembarco en Vaca Muerta y diversificación a través de energías renovables
“Aconcagua Energía presenta una estrategia clara para consolidarse y crecer de manera sostenible. Su enfoque se basa en un desriskeo a través de la puesta en valor de Vaca Muerta, buscando un mix balanceado de petróleo y gas, además de diversificar los riesgos mediante alianzas estratégicas y la integración de energías renovables”, aseguraron.
De cara al 2025, la compañía trabaja en fortalecer su presencia en los 75.000 acres no convencionales que posee en la región, con un enfoque claro hacia el crecimiento futuro.
Desde el Grupo indicaron: “Actualmente tenemos presencia en dos activos estratégicos de escala en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, que serán el vector de crecimiento futuro de la compañía”.
Por otra parte, a través de la empresa subsidiaria Aconcagua Energía Generación y con proyectos y planes de negocio pensados y desarrollados a partir de fuentes de financiación distintas, el grupo continúa trabajando con una visión de sostenibilidad de largo plazo. “Creemos firmemente en la transición energética y estamos comprometidos con la innovación y la adopción de tecnologías que permitan a la empresa mantenerse a la vanguardia del sector”, señalaron desde la empresa.
“El sector energético, y en especial el de hidrocarburos, se afianza cada vez más como un pilar clave para el desarrollo económico del país. Con una demanda local y regional creciente de productos energéticos argentinos, que aseguren un entorno favorable para este tipo de operaciones, Aconcagua Energía cuenta con activos bien posicionados y una base sólida de proyectos que le permitirá ser un jugador cada vez más relevante en los mercados en los que opera”, aseveró Javier Basso, CFO y socio fundador del grupo.
De esta manera, con una sólida base en el desarrollo de hidrocarburos convencionales y una visión clara hacia el futuro, Aconcagua Energía continúa avanzando con firmeza en la consolidación de su posición de liderazgo en el sector energético.
Al respecto, Pablo Calderone, gerente de Relaciones con Inversores sostuvo: “somos muy optimistas acerca del futuro de Aconcagua Energía, por el potencial de los proyectos en marcha y en especial por las nuevas oportunidades de negocio y crecimiento en las cuales ya estamos trabajando activamente. Agradecemos especialmente a nuestros inversores y las entidades financieras con las que trabajamos por su continuo apoyo y confianza continua y por ayudarnos a construir la plataforma que necesitamos para que Aconcagua Energía esté bien posicionada para aprovechar y maximizar las oportunidades que 2025 nos depara”.
LaArgentina posee importantes reservas de cobre y litio, minerales cruciales para la transición energética global. En cobre, el país tiene algunos de los proyectos de mayor potencial en el mundo y en litio muchos de alto potencial, aún con precios bajos. La mayoría de estos proyectos están en etapa de factibilidad y unos pocos en la fase de construcción y de operación. Han pasado décadas desde que proyectos emblemáticos iniciaron sus operaciones: Bajo la Alumbrera en 1997 y Veladero en 2005. Especialistas globales de Accenture coinciden en que las prácticas mineras han evolucionado mucho desde entonces. La tecnología empleada, fuertemente apalancada por Inteligencia Artificial (IA), y la sostenibilidad, como elemento central del proyecto y no complementario, permiten niveles de productividad y desarrollo sectorial y local con un salto generacional vs décadas atrás, según precisaron.
Es por esto que desde la compañía dedicada a la consultoría estratégica, servicios tecnológicos y externalización han incorporado a nivel regional prácticas mineras basadas en IA y sostenibilidad en clientes en Chile, Brasil y Perú. Esta nueva tecnología es aplicada en operaciones existentes que no fueron diseñadas tomando en cuenta el potencial total de estas prácticas.
“Cuando la minería se gestiona de manera responsable, no solo provee recursos esenciales para el avance de industrias como la automotriz, la electrónica y las energías renovables, sino que también actúa como un motor de desarrollo en las comunidades locales. Al generar empleos de calidad, impulsar la capacitación y dinamizar la economía regional, la minería tiene un efecto multiplicador que va más allá de su propio ámbito, fomentando la inclusión y el bienestar social”, remarcaron desde Accenture.
Desafíos y oportunidades: Inteligencia Artificial y sostenibilidad como eje central
De acuerdo con especialistas de Accenture Argentina, la incorporación de la IA y de sostenibilidad deben traducirse en un desarrollo sectorial único en la Argentina, con impacto diferencial para las comunidades, las provincias y a nivel nacional.
Jorge Martin, managing director; Sebastián Feldberg, líder de Industry X y Martín Sommer, Senior Advisor de Accenture; analizaron el panorama y las perspectivas de la actividad minera en el país, resaltando el potencial de la Argentina para convertirse en un proveedor global clave de minerales esenciales de la transición energética a nivel global.
Feldberg destacó la oportunidad única de dar un salto generacional con tecnología operacional que incorpore inteligencia artificial en todo su potencial. “La incorporación masiva de sensores, PLCs, SCADA y MES en todos los procesos productivos y secundarios ya desde el diseño permite obtener muchísimos datos en tiempo real, que antes era inimaginable. Cuando transforma estos datos en información y lo explota con inteligencia artificial, se consigue un entendimiento granular único de la operación, resultando en tomas de decisiones mucho más efectivas y ágiles.”
Seguridad
Otro ejemplo del gran potencial que tiene la inteligencia artificial generativa en la minería está relacionado con la seguridad de los trabajadores, una de las prioridades de la industria.
El volumen de información sobre seguridad y otros equipos necesarios para realizar reparaciones y mantenimientos específicos puede ser muy extenso. Por eso, las capacidades lingüísticas avanzadas de la inteligencia artificial generativa significan que puede resumir toda esta documentación y describir los puntos clave en un formato fácilmente digerible.
Respecto a este punto, Martin explicó que “la sostenibilidad, en su alcance más amplio y con prácticas de clase mundial, precisa ser incluido ya en el diseño de los proyectos. Emisiones cero, la gestión sostenible del agua y residuos y la relación con la comunidad son temas para abordar considerando el contexto actual, pero también la evolución del marco regulatorio durante los próximos 20 años de operación. Hay que reinventar el enfoque de sostenibilidad del sector minero en la Argentina.”
Esto incluye iniciativas como la electrificación de flotas y el uso de energías renovables (solar y eólica). Además, la industria debe priorizar la seguridad laboral y la colaboración con las comunidades locales para un crecimiento planificado y sostenible.
Sommer agregó que “la situación geológica del país es muy similar a otros países de la región con la diferencia que casi no se avanzó en su explotación. En los otros países, el sector minero es muy relevante para la economía y especialmente para las provincias mineras, donde es el motor del desarrollo social y económico. Con políticas públicas que incentiven la inversión a largo plazo, como el RIGI, y el desarrollo de proveedores y de talento local, se conseguirá desbloquear un potencial enorme”.
Allí la clave está en utilizar toda la innovación tecnológica que se ha desarrollado durante las últimas décadas para que la base de los proyectos mineros comience siendo pensada desde ese cambio de paradigma. Esto aplica a las etapas de exploración, a los estudios de impacto ambiental y social, al diseño de la planta, al modelo de gestión de seguridad, entre otros.
Desarrollo local y formación de talento: claves para el éxito a largo plazo
Según precisaron desde Accenture, con varias generaciones involucradas en la minería es esencial invertir en educación, infraestructura y bienestar de las comunidades, desarrollo local y regional es fundamental. “La escasez de talento especializado en minería requiere estrategias como la formación local y la colaboración con instituciones educativas para desarrollar las habilidades necesarias que se requerirán para proyectos que ya tienen viabilidad y los que están siendo evaluados”, plantearon desde la compañía.
Es por esto que Feldberg marcó: “Es claveel posicionamiento deAccenture como un socio estratégico para la industria minera en la Argentina, ofreciendo soluciones innovadoras que incorporan tecnología e inteligencia artificial, diseño y gestión de prácticas sostenibles. Sustentado en nuestras credenciales en la región y en los principales países mineros del mundo”.
Con miras a seguir fortaleciendo su presencia en el mercado local, CIMC Wetrans anunció la comercialización en nuestro país de todo tipo de Trailers y Semitrailers, Containers Chasis, LNG Road Tanker, Fuel Road Tanker, Flatbed Trailers, Tipper Trailer, Refrigerated Trailers y tanques para el transporte de alta eficiencia de sustancias tales como combustible, alimentos y también químicos (gas, líquido o en polvo).
“Este lanzamiento abrirá las puertas a alternativas de última generación en el campo de la logística y almacenamiento. Las soluciones de CIMC ofrecen seguridad, durabilidad y eficiencia en áreas claves de la industria local, tales como las del sector energético y minero en los que la demanda de infraestructura y soporte de toda la cadena productiva se ha acelerado durante el 2024, así como también para el traslado de alimentos y químicos”, destacaron desde la compañía.
Los equipos
Dependiendo de la carga, están construidos por materiales como aluminio, acero inoxidable o acero de carbono. Se destacan por su diseño modular y peso en vacío competitivo, así como el traslado seguro y sin residuos, gracias a su know-how actualizado en dosificación, adición, carga y descarga, sistemas que se prueban y calibran según estándares internacionales en instalaciones exclusivas a tal fin, precisaron desde la empresa.
“Estamos hablando de equipos de alta gama que nos permitirán seguir consolidando alianzas estratégicas con los principales actores de la industria y ofreciendo un medio de transporte fiable y de máxima calidad que es el elegido en todo el mundo y ahora está disponible en Argentina», afirmó Romina Parquet, Founder y CEO de CIMC Wetrans.
Transferencia de tecnología del mundo hacia Argentina
Esta nueva apuesta de la firma, se lleva a cabo capitalizando la transferencia de tecnología que la compañía posee a nivel global. CIMC Group es el mayor fabricante de vehículos industriales del mundo. En este sentido, por ejemplo, y ante la creciente demanda de energías limpias, ha lanzado con éxito tanques y contenedores de almacenamiento de hidrógeno líquido, área que el grupo lidera y es pionero.
“Considero que esta noticia es una demostración tangible de la respuesta proactiva de nuestra empresa y su compromiso por impulsar un crecimiento de alta calidad dentro de la industria. Demuestra la fuerza y determinación en la innovación tecnológica y el desarrollo de productos que son cada vez más requeridos, a la vez que capitaliza las oportunidades que existen en nuestro país, aportando valor a una transformación que puede darse en la próxima década a partir del Régimen de Incentivo para las grandes inversiones y el impacto que ya está generando.” concluyó la ejecutiva.
La importación de energía eléctrica desde Brasil es clave para cubrir el pico de la demanda durante las altas temperaturas como las que está atravesando esta semana las provincias del centro y norte del país. Sin embargo, existen diferencias hacia dentro del área energética del gobierno acerca de qué tipo de relación contractual establecer con el país vecino para importar energía durante el pico de consumo estival.
El vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella, impulsa desde hace semanas la rúbrica de un contrato en firme con Brasil —es decir, con carácter mandatorio— para importar 1.000 megawatt (MW) desde el sur brasileño en forma ininterrumpida. Sin embargo, ni el Ministerio de Economía ni la Secretaría de Energía, como así tampoco la línea técnica de Cammesa, que se encarga del despacho de energía, no comparten esa visión e impugnan la firma de un nuevo contrato con Brasil por entender que es innecesario desde lo operativo, pero sobre todo por el impacto económico que tendría para las arcas del Estado, dado que implicaría pagar un precio más alto por la energía importada y por ende, elevaría los costos del sistema eléctrico.
Fuentes cercanas a Cairella indicaron a EconoJournal que hay negociaciones con al menos dos comercializadoras del país vecino para suscribir un contrato de importación en firme. Se trata de las firmas Tradener y Tesla Energy. El contrato sería por 650 MW con la posibilidad de extenderlo a 1.000 MW y por un plazo de 60 días con una extensión de 30 días más de ser necesario. El precio de importación en firme sería cercano a los 100 dólares por megawatt por hora (US$/MWh).
“Es lo que hay que hacer para que no nos quedemos sin energía porque en los últimos 20 años no se hicieron inversiones. Tenemos que garantizar el despacho económico, pero también seguro”, indicaron cerca de Cairella, un funcionario que no responde al ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, sino que políticamente está alineado con el asesor presidencial, Santiago Caputo.
Contrapunto
En el Palacio de Hacienda interpretan que no es necesario firmar un nuevo contrato de importación con Brasil si eso implica asumir un costo cercano a los 100 US$/MWh, muy por encima del precio monómico del sistema eléctrico. Señalan, además, que desde hace años existe un esquema de intercambio de energía con el país vecino, que funciona como un buen paraguas regulatorio y comercial para gestionar la importación de energía. «Los complejos hidroeléctricos de Brasil están con mucha agua (esta semana se registraron fuertes lluvias en el sur del país), por lo que no es necesario convalidar un precio tan alto que provocaría un aumento en el nivel de subsidios energético que paga el Tesoro», explicaron en un despacho oficial. «Distinto sería si el precio fuese más bajo y se ubicara en torno a los 60 dólares y se extendiera durante el invierno, cuando los costos de generación se disparan porque es necesario quemar combustibles líquidos en las centrales térmicas porque el gas se redirecciona hacia los hogares», agregaron.
La propia línea técnica de Cammesa, que encabeza Eduardo Hollidge, histórico gerente de Coordinación Operativa que hoy se desempeña como gerente general, se opone a la firma de un nuevo contrato de importación con Brasil. El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, hombre de máxima confianza del titular de Economía, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, comparten esta visión y respaldan la posición técnica de la línea gerencial de Cammesa. EconoJournal realizó un relevamiento entre las principales empresas locales de generación, que coinciden en que no es necesario firmar un contrato en firme con Brasil, al menos no en los valores que se están barajando. «Un contrato en firme por 1000 MW a 100 dólares por MWh sólo beneficiaría a las comercializadoras de Brasil«, advirtió un alto directivo del sector.
Los envíos de energía eléctrica provenientes del país vecino (sobre todo de la generación hidroeléctrica) son fundamentales para que el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) opere en mejores condiciones. Según datos de Cammesa, bajo el esquema de intercambio energético entre países, el martes de esta semana la Argentina recibió de Brasil hasta 1.920 MW, casi un 8% del total del pico de la demanda que se registró por la tarde, que fue de 25.854 MW.
Acuerdo de intercambio
La Argentina tiene un acuerdo de intercambio de energía con los países limítrofes Uruguay, Brasil, Paraguay, Bolivia y Chile. Puntualmente con Brasil, el acuerdo se renueva cada cuatro años. El último firmado entre los gobiernos de ambos países vence el 31 de diciembre de este año y tiene tres modalidades de intercambio:
1) Sin devolución de energía interrumpible suministrada (por ejemplo, plantas térmicas no usadas).
2) Con devolución de energía interrumpible suministrada para atención de emergencias (como cubrir el pico de demanda).
3) Con devolución de energía interrumpible suministrada para el aprovechamiento de excedentes de generación hidroeléctrica y renovables (excedentes que pueden ser aprovechados por el otro país).
Argentina y Brasil tienen dos interconexiones eléctricas: una es Paso de los Libres-Uruguaiana y la otra es Rincón Santa María-Garabí, en la zona de Yacyretá. El intercambio varía según la oferta y demanda de ambos países. Por ejemplo, la Argentina exportó en 2021 alrededor de 4.000 gigawatt por hora (GWh), pero luego la Argentina fue necesitando traer cada vez más energía desde Brasil, tendencia que no cambió entre 2022 y 2024.
Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina, obtuvo la aprobación de la Comisión Nacional de Valores (CNV) para la emisión y colocación de Obligaciones Negociables en el mercado local por hasta US$ 1.000 millones de dólares. Las emisiones se irán estructurando en forma escalonada en la medida que la petrolera, que a fines de año cerró la adquisición de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta, requiera acelerar sus inversiones.
Tal como adelantó EconoJournal, en diciembre Pluspetrol cerró la compra de seis bloques petroleros que poseía ExxonMobil en la cuenca Neuquina por uan cifra cercana US$ 1700 millones. Con esta transacción, obtuvo distintas áreas que tienen un alto potencial en cuanto al desarrollo de shale oil en Vaca Muerta como Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas.
La operación posiciona a Pluspetrol como una de las compañías que mayores expectativas genera en cuanto al incremento de la producción de petróleo no convencional. Para cristalizar esa oportunidad, Pluspetrol deberá desembolsar ingentes inversiones no sólo en la perforación y completación de pozos (upsteram), sino también en la construcción de infraestructura de tratamiento y evacuación de hidrocarburos. Sólo en el área Bajo del Choique -que se ubica en la zona más prolífica de shale oil con pozos que destacan por su alta productividad- va a precisar inversiones cercanas a los US$ 500 millones en materia de infraestructura. De ahí la importación del programa de emsión de ON’s que acaba de aprobar la CNV.
Acciones
Con la compra de los activos de ExxonMobil, Pluspetrol dejó en segundo lugar a otras compañías que participaron del proceso como Tecpetrol, que había presentado una oferta en forma conjunta con Vista, y Pan American Energy (PAE), y que además contaba con el respaldo de YPF.
A su vez, mediante esta transacción, la compañía obtuvo el 21,3% de las acciones en el oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina, clave para impulsar el desarrollo.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y Julián Escuder, CEO de Pluspetrol; tras la adquisición de los activos.
Una falla en el sistema eléctrico de la región del Litoral generó un fuerte corte de electricidad en la provincia de Santa Fe. Fuentes de Transener confirmaron a EconoJournal que después de las 14 se registró una falla en un transformador de tensión (TV) de 132 kV que provocó la salida de servicio del transformador T1RO, afectando el suministro eléctrico en la región.
Las mismas fuentes también destacaron que para evitar la sobrecarga de los transformadores T2 y T6 Transener le solicitó a la Empresa Provincial de la Energía (EPE) que redujera la demanda de energía. Sin embargo, la medida no se implementó a tiempo, lo que terminó provocando la salida de servicio de ambos transformadores por sobrecarga.
Según información que suministra Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), alrededor de las 14 se perdieron unos 850 megawatt (MW) de demanda eléctrica. Eso quiere decir que alrededor 14 se vio afectada un 30% del consumo eléctrico total de Santa Fe, que antes de la falla orillaba los 2900 MW. El corte de electricidad se produjo en un momento de alta demanda de energía por las altas temperaturas que atraviesa la zona centro y norte del país este jueves. Además, se registraron caídas de alrededor de 250 MW en la provincia de Chaco y de 125 MW en Formosa.
Los transformadores T2 y T6 ya fueron puestos nuevamente en servicio y se está recuperando la demanda de energía de forma gradual, indicaron desde la compañía de transporte eléctrico.
“Cabe destacar que hemos advertido en reiteradas ocasiones a la EPE sobre la necesidad de implementar automatismos que permitan evitar este tipo de situaciones. Estos sistemas de control automático podrían haber prevenido la salida de servicio de los transformadores T2 y T6, minimizando el impacto de la falla inicial”, argumentaron por último desde Transener.
Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) alcanzó en 2024 una nueva marca histórica de generación eléctrica neta anual, con más de 10 millones de MWh entregados a la red. La compañía estatal operadora de las centrales nucleares podría alcanzar un nuevo récord una vez que finalicen los trabajos para que la central Atucha II pueda volver a operar al 100% de su potencia de forma continua. Los trabajos en Atucha II estarían listos para mediados de año, según pudo saber EconoJournal.
La empresa informó que las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse generaron 10.449.015 MWh, lo que representa el 7,35% del total de energía generada en el país durante el año pasado. Además, en julio la empresa logró un nuevo récord mensual de generación eléctrica, alcanzando 1.174.116 MWh en un solo mes. Las tres centrales nucleares suman una potencia instalada de 1.763 MW.
El último récord de generación había sido de 10.169.694 MWh durante el 2021. El nuevo récord ocurre tras el regreso a servicio de Atucha II en septiembre de 2023. La central había salido de operación en octubre de 2022 producto de un inconveniente dentro del reactor que fue resuelto por la empresa.
Atucha II al 100% de potencia
Nucleoeléctrica podría batir un nuevo récord una vez que se den dos condiciones: la finalización del proyecto de extensión de vida de Atucha I y la terminación de unos trabajos para que Atucha II pueda volver a operar al 100% de su potencia de manera regular. Esto último podría alcanzarse este mismo año.
Atucha II (745 MW) esta operando en estos momentos al 90% de su potencia nominal. Para volver a operar al 100% de forma continúa, la empresa debe concluir con unos trabajos y la documentación para solicitar autorización a la Autoridad Regulatoria Nuclear, el organismo regulador del sector atómico. Fuentes de la empresa confiaron a este medio que la vuelta a operación al 100% «esta planificado para mediados del 2025».
Por otro lado, el proyecto para extender la vida útil de Atucha I por 20 años más demorará unos 30 meses. La central salió de servicio el 29 de septiembre tras cumplir sus primeros 50 años de operación y volvería a funcionar en marzo de 2027. Por lo tanto, la empresa podría apuntar a batir un nuevo récord anual en el 2028. La inversión estimada en el proyecto de extensión de vida asciende a casi US$ 700 millones. La extensión de vida permitirá que la central sea más eficiente, con ciclos de generación más largos. Actualmente debe parar cada doce meses. El objetivo es que las paradas de mantenimiento tengan lugar cada 18 meses, un factor que será crucial para elevar el factor de carga actual de poco más de 70% a un 88%.
La empresa de construcciones y servicios Milicic inció la ejecución del proyecto de “Defensas Ribereñas del Río Zaña y Explotación de Cantera de Roca” en el departamento de Lambayeque, Perú, para el consorcio con Rovella – Inmac. “Este desafío busca proteger los márgenes del río frente a los efectos de la erosión e inundaciones, beneficiando a las comunidades de los distritos de Zaña y Lagunas”, destacaron desde la compañía.
El proyecto se extiende desde la localidad de Zaña hasta la desembocadura del río en el océano Pacífico, y contempla la construcción de nuevas defensas ribereñas, incluyendo la instalación de diques y el enrocado de estructuras existentes. Además, se realizará la explotación de la cantera Quechuas VII, que proveerá más de 774 mil metros cúbicos de roca y piedra necesarios para las obras.
La obra
“En esta obra, Milicic implementará tecnología avanzada como el sistema Machine Control, que permitirá una mayor precisión y eficiencia en la construcción, optimizando procesos y reduciendo tiempos”, señaló Eduardo Prudencio, uno de los responsables del proyecto.
A su vez, agregó: “Tenemos plena convicción de que cumpliremos con las expectativas de nuestro cliente y aportaremos valor a la sociedad mediante este proyecto”, agregó.
El proyecto tendrá una duración estimada de 14 meses y empleará a más de 340 trabajadores locales en sus diferentes etapas. “Esta iniciativa no solo busca proteger a las comunidades frente a los riesgos de inundaciones, sino también fomentar el crecimiento económico local y regional”, destacaron desde la compañía.
“Tenemos plena convicción de que ejecutaremos el proyecto cumpliendo las expectativas de nuestro cliente, consorcio Rovella – Inmac, y cumpliendo los objetivos de la organización aportando valor a la sociedad en este tipo de proyectos que serán en beneficio de la comunidad, de la región y del país”, indicó Prudencio.
Objetivos
Entre los objetivos principales del proyecto está mejorar la capacidad hidráulica del río o quebrada para gestionar flujos máximos, además de implementar un sistema integrado de manejo de aguas pluvialespara evacuar de forma segura las precipitaciones y caudales fluviales, minimizando riesgos para la vida y daños materiales. También se busca mitigar los impactos del cambio climático y fenómenos naturales mediante medidas de protección y un sistema de alerta temprana.
Otros objetivos son integrar enfoques de economía circular y sostenibilidad en el diseño y ejecución de infraestructura, y fomentar el crecimiento económico local y regional a través de contratación de mano de obra local.
Además de las defensas, el proyecto contempla dos importantes intervenciones paisajísticas: una a la altura de un badén, en ambas márgenes del río, y otra en la desembocadura del río, en la margen derecha, con el fin de mejorar el entorno y la estética de la zona. En esta obra, Milicic aportará más de 130 equipos para el proyecto que tendrá una duración estimada de 14 meses, según precisaron.
Experiencia de Milicic en Perú
Este proyecto es el segundo de Milicic en Perú, tras la construcción de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, ubicada en Tumbes. Estas iniciativas reafirman el compromiso de la empresa con el desarrollo de soluciones sostenibles e innovadoras en infraestructura que beneficien a las comunidades y al medio ambiente.
“Con esta nueva intervención, Milicic fortalece su posición como un actor clave en proyectos de infraestructura en la región, aportando su experiencia y tecnología al servicio de objetivos que trascienden fronteras y generan impacto positivo a largo plazo”, concluyeron desde la compañía.
El informe mensual, desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que en noviembre de 2024 la producción del sector decreció un 4% respecto al mes anterior.Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa también una caída del 3% a nivel sectorial; mientras que el acumulado del año para este mes refleja valores negativos, cayendo un 4%, afectado por todos los subsectores.
El relevamiento de la CIQyP® marcó que las ventas locales también se vieron impactadas, con una baja del 14% respecto al mes anterior, lo que algunas empresas atribuyen a una disminución en el volumen y en los precios de venta. En términos interanuales, todos los subsectores fueron afectados, con una caída del 37%, salvo los básicos orgánicos. El acumulado anual también refleja una disminución del 28%.
A su vez, el Informe de la Cámara resaltó que las exportaciones, durante noviembre 2024, presentaron una recuperación con un aumento del 8% respecto al mes anterior. En cuanto a la variación interanual también se observa un aumento importante, del 82%, favorecido por los subsectores básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año está en un 38 % arriba, ayudado por todos los subsectores salvo los básicos inorgánicos que se mantuvieron sin cambios.
Valores positivos
La reseña llevada adelante por la CIQyP® mostró que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró valores positivos tanto en el interanual (53% – *este incremento se debió a que en el año 2023 hubo paradas de planta no programadas, que no se realizaron durante el 2024) como en el acumulado del año (4%) en producción; mientras que tuvo caída en la variación mensual. Por su parte, en las exportaciones los números fueron positivos, del 6% intermensual y del 7% interanual; mientras que un 11% negativo en el acumulado del año. En lo que respecta a las ventas locales todas las variables fueron negativas.
Durante noviembre 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 24,46% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 18.46% en las importaciones y del 6,59% en las exportaciones.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2024 tuvo un uso promedio del 54% para los productos básicos e intermedios y del 83% para los productos petroquímicos.
Las ventas locales
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre del 2024, alcanzaron los 327 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.548 millones en los once meses de ese año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), señaló que “noviembre ha sido otro mes complejo para el sector Químico – Petroquímico, con caídas importantes en producción y ventas locales, pero con un aumento de las exportaciones lo cual explica la competitividad del sector para salir al exterior. El contexto sigue siendo desafiante, aunque hay expectativas de leves mejoras en los próximos meses”.
La primera privatización de la presidencia de Javier Milei tiene como protagonista a IMPSA, la histórica compañía metalúrgica de Mendoza que supo ser uno de los principales fabricantes de turbinas hidroeléctricas de la región. El gobierno nacional preadjudicó a la empresa estadounidense ARC Energy la compra de las acciones de la compañía que estaban en manos del Estado nacional y de la provincia de Mendoza. Con la adquisición de la empresa fundada por la familia Pescarmona, ARC Energy busca posicionamiento global y desarrollar al menos tres líneas de negocio en EE.UU., según indicaron representantes de la compañía a EconoJournal. Una de esas líneas es el reemplazo de grúas chinas en los puertos estadounidenses, un negocio podría transformar a la venta de IMPSA en un primer caso testigo de friendshoring en el país, un término comercial que engloba el fenómeno de la localización de las empresas en países que suponen un bajo riesgo en el contexto de las fricciones comerciales entre EE.UU. y China.
La Comisión Evaluadora de las ofertas para la venta de IMPSA, conformada por representantes del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP), la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y la Provincia de Mendoza, aprobó la pre-adjudicación de las acciones de IMPSA en poder del Estado Nacional y Provincial al consorcio IAF, cuyo socio principal es ARC Energy, una empresa radicada en Texas que fabrica bienes para la industria de petróleo y gas.
El 63,7% de las acciones de la empresa están en manos del FONDEP, que está bajo la órbita del Ministerio de Economía de la Nación, mientras que Mendoza tiene el 21,2% y el restante 15,1% está en manos del sector privado. Las acciones del FONDEP y de Mendoza tienen origen en el rescate económico estatal realizado durante la presidencia de Alberto Fernández y la gobernación de Rodolfo Suárez en 2021. La empresa había colapsado financieramente en agosto de 2020 por la imposibilidad de reestructurar su deuda y no poder participar en licitaciones internacionales por no tener avales.
El consorcio IAF fue el único oferente en la licitación internacional llevada adelante por el Ministerio de Economía. De cumplirse todas las condiciones comprometidas por la Comisión Evaluadora y el IAF antes del viernes 31 de enero, se espera avanzar hacia la adjudicación definitiva y la firma del contrato de traspaso de acciones. ARC Energy se comprometió a una capitalización inicial en IMPSA de US$ 27 millones.
IAF solicitó tiempo hasta esa fecha para renegociar la deuda de US$ 570 millones entre IMPSA y sus acreedores. “La parte más delicada al 31 de enero es la reestructuracion de la deuda, que viene bastante bien, con los acreedores principales ya tenemos carta de conformidad para avanzar, vamos a llegar bien a la fecha”, informaron desde ARC Energy. La principal deuda es con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Otros acreedores relevantes son el Banco Nación, el BICE, y el grupo Moneta.
En paralelo a la negociación de la deuda, también hay conversaciones con los clientes en la Argentina para actualizar los contratos vigentes. Dos contratos sensibles son la modernización de turbinas en la represa de Yacyretá y la modernización de los tanques TAM 2C con el Ministerio de Defensa. “El gran desafio en los próximos 15 días es sentarnos con todos los clientes que tiene IMPSA en la Argentina y plantear la reestructuracion de los contratos vigentes y ver cómo los podemos implementar lo mas rápido posible”, añadieron.
Friendshoring y líneas de negocio en EE.UU.
IMPSA cuenta con capacidades industriales y know-how tecnológico únicos en el país y la región, habiendo participado en proyectos de energía hidroeléctrica, solar, eólica y nuclear equivalentes a50.000 MW de potencia en todo el mundo. Estas capacidades y trayectoria despertaron el interés de ARC Energy, que tiene un plan para los «primeros 100 días» con foco en tres líneas de negocio a explotar en los EE.UU.: la provisión de grúas portuarias, la fabricación de componentes para centrales nucleares y la renovación de turbinas hidroeléctricas.
La empresa mendocina tiene una trayectoria importante en la fabricación de grúas para puertos, con exportaciones a todo el mundo. Esa línea de negocio decayó en las últimas décadas producto del avance de la competencia internacional y particularmente de empresas chinas, aunque ahora se abre una oportunidad especial. EE.UU. puso el foco en la ciberseguridad e infraestructura portuarias, tras una investigación del Congreso que determinó que algunas grúas de fabricación china utilizadas en puertos estadounidenses contienen equipos de comunicaciones sin un propósito claro ni registro de su instalación.
La oportunidad inmediata para ARC Energy esta en el reemplazo de aquellas grúas que por su software embebido ya no resultan confiables. «El secretario de Transporte junto al presidente Joe Biden plantearon la necesidad de reemplazar en los puertos las grúas chinas actuales por grúas occidentales. Todas esas grúas tienen un cerebro que almacena información del movimiento portuario y China tiene esa información», indicaron los representantes de ARC Energy.
De esta forma, IMPSA se transformaría en un caso testigo de friendshoring en la Argentina, es decir, de redireccionamiento de las cadenas de suministro a países percibidos como política y económicamente seguros o de bajo riesgo por una potencia como EE.UU. De hecho, la empresa ganó en 2023 un contrato con la Marina de EE.UU. para proveer dos puentes grúas.
Una segunda línea de negocios es relativa a la fuerte demanda internacional de componentes y servicios para centrales nucleares. IMPSA también tiene una importante trayectoria fabricando componentes para reactores. Entre sus entregas más recientes figuran la fabricación de un blindaje para el reactor CAREM y la renovación de los generadores de vapor para la central Embalse. La compañía tiene la certificación internacional ASME de fabricación de componentes grado nuclear. «El sello ASME es un activo muy importante para la internacionalización de la compañía en el plano nuclear», reconocieron.
En un tercer plano figura el negocio de turbinas para centrales hidroeléctricas, clave en la internacionalización de la empresa mendocina durante las décadas de 1980 y 1990. Para hacer frente al envejecimiento del parque hidroeléctrico estadounidense, el Departamento de Energía seleccionó 293 proyectos de mejora hidroeléctrica en 33 estados que recibirán hasta US$ 430 millones en pagos de incentivos para modernizar las instalaciones.
Grúas fabricadas por IMPSA.
Cuestionamientos y riesgos
La venta de IMPSA a ARC Energy representaría un doble hito para el gobierno nacional, por tratarse de su primera privatización de una empresa en manos del Estado y el desembarco de una nueva empresa en el país. No obstante, el proceso de privatización generó algunas observaciones críticas, tanto de método como de fondo. El principal cuestionamiento es relativo a la falta de apoyo a la empresa en el último año y su impacto en el proceso de venta.
Desde el comienzo del proceso de privatización, ARC Energy fue la única empresa que realizó una oferta formal por IMPSA, con una carta de intención presentada en abril y comienzo de un proceso de diligencia debida. El gobierno nacional podría haber optado por vender sus acciones en el FONDEP, pero en septiembre decidió lanzar una licitación internacional buscando mayor transparencia en el proceso, aun sabiendo que solo ARC Energy había manifestado un interés real.
El ex director de IMPSA en representación de la provincia de Mendoza, Julio César Totero, cuestionó públicamente que no había otros oferentes como para llamar a una licitación. Consultado por EconoJournal, Totero añadió que su principal preocupación era la aparición de un competidor sin un interés real en poner la empresa en pie. “Podría haber aparecido un comprador hostil que comprara y cerrara la compañía”, respondió.
La dilatación en el proceso de venta agravó el cuadro de situación de la firma mendocina, impactada principalmente por la devaluación de diciembre de 2023 y el desinterés del gobierno nacional en sostener la actividad de la empresa. «En 2024 el FONDEP desfinanció la empresa porque incumplió varios contratos y se paralizó la obra pública, se consumieron los fondos disponibles y no había dinero para sueldos. Los accionistas no pusieron un peso», publicó en sus redes Totero, quien renunció al directorio de la empresa en agosto.
Tras el rescate de 2021, IMPSA firmó nuevos contratos por un total de US$ 240 millones, principalmente con YPF para fabricar un horno para la destilería de Luján de Cuyo y con el Ministerio de Defensa para la modernización del Tanque Argentino Mediano (TAM) 2C. Con el grueso del contrato con YPF ya ejecutado, los contratos en actividad más importantes son por los trabajos para las 71 unidades del TAM 2C y por la fabricación de las turbinas para Yacyretá.
No obstante, la empresa informó una pérdida de 56.634 millones de pesos en los primeros nueve meses de 2024, producto de mayores costos financieros por la devaluación de fines de 2023. Desde la oposición también señalaron la falta de respaldo del gobierno. «Durante 2024, la compañía no firmó ningún contrato relevante ni en el país ni en el exterior, revirtiendo los avances de los últimos años y afectando su valor», criticó el ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, cuya gestión lideró el rescate de IMPSA en 2021.
Kulfas caracterizó la privatización como «mal implementada» y una decisión «contraria al interés nacional». En cambio, Totero destacó la importancia urgente de capitalizar a la empresa. «Fue un acierto la capitalización del año 2021, de lo contrario la compañía quebraba y empresas como estas no se recuperan más. Es un acierto la capitalización actual, ya que la empresa debe volver a tener una administración privada», dijo.
El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo también celebró la pre-adjudicación. “Aspiramos a que IMPSA se reposicione como un actor clave en el sector energético mundial, volviendo a ser una empresa privada que nos enorgullezca, genere empleo y continúe proveyendo a distintas industrias del país”, dijo el gobernador tras recibir a Jason Arceneaux, representante de ARC Energy.
Los contratos de IMPSA y su grado de ejecución. Fuente: informe Jefatura de Gabinete de Ministros, noviembre 2024.
Pasado dorado, presente gris
La huella de IMPSA en la historia industrial de la Argentina en general y de Mendoza en particular es significativa. La empresa fundada por la familia Pescarmona en 1946 creció impulsada por los grandes proyectos energéticos estatales y una apuesta decisiva por la innovación tecnológica y la eficiencia, llevándola a ser líder internacional en grúas portuarias y turbinas hidroeléctricas, con facturaciones que llegaron a superar los US$ 1000 millones anuales. Pero esa trayectoria dorada se derrumbó abruptamente en los últimos 15 años producto de malas decisiones propias y falta de respaldo político, en especial durante los gobiernos kirchneristas que truncaron proyectos hidroeléctricos que se había adjudicado la empresa mendocina; el más notorio es Chihuido, una represa hidroeléctrica en Neuquén cuya construcción se había adjudicado IMPSA y contaba con financiamiento del BNDES de Brasil, pero que el gobierno de Cristina Kirchner nunca terminó de impulsar para priorizar la instalación de las represas de Santa Cruz, una megaobra que también se había adjudicado IMPSA en un primer momento, aunque la administración liderada por la ex presidenta prefirió relicitar y concesionar a la empresa china Gezhouba junto con Electroingeniería. «En la Argentina IMPSA no tenía trabajo y gastó un montón de plata en las centrales de Santa Cruz, en estudios, cálculos y análisis, y después les desajudicaron dos veces esa licitación, luego adjudicada a los chinos», analizó Totero en conversación con este medio.
IMPSA se vio particularmente afectada, además, por su incursión en la fabricación de turbinas eólicas en Brasil y los proyectos hidroeléctricos en Venezuela. Solo en Venezuela quedaron impagos contratos por US$ 300 millones. «El mal negocio en Brasil quizás se podría haber revertido de no haber tenido el problema en Venezuela», añadió.
Más allá de las dificultades, el ex director de IMPSA y dueño de la metalúrgica SurTécnica remarca las capacidades industriales únicas de la empresa en tecnología y fabricación de componentes para centrales hidroeléctricas y nucleares. «El laboratorio de hidraúlica (de IMPSA) esta entre los dos o tres que hay en el mundo, con un equipamiento que si bien hay que hacer un reacomodamiento tecnológico de diez o doce millones de dólares, no hay muchas empresas en el mundo y ninguna en Sudamérica que tenga la tecnología que esta metida ahí dentro», graficó.
«Si mi empresa cierra, mañana abren cuatro como la mía en la otra esquina. Que yo cierre no tiene impacto sobre la economía, pero que cierre IMPSA sí tiene impacto, no solo por los 700 empleados sino por su valor agregado«, concluyó.
Jason Arceneaux (ARC Energy) junto a Cornejo en Mendoza.
Las generadoras YPF Luz y Central Puerto firmaron este martes un acuerdo estratégico para llevar a cabo el estudio y desarrollo de un proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles, indicaron las compañías.
El proyecto
Las empresas evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica a fin de brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera, según precisaron.
La iniciativa permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. A su vez, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca. El proyecto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra.
Impacto
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, aseguró: “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética”.
Además, el ejecutivo sostuvo que “junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles”, manifestó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «La Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo”. De igual manera, Mandarano agregó que “este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos la infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”.
Las generadoras YPF Luz y Central Puerto firmaron este martes un acuerdo estratégico para llevar a cabo el estudio y desarrollo de un proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles, indicaron las compañías.
El proyecto
Las empresas evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica a fin de brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera, según precisaron.
La iniciativa permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. A su vez, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca. El proyecto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra.
Impacto
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, aseguró: “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética”.
Además, el ejecutivo sostuvo que “junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles”, manifestó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «La Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo”. De igual manera, Mandarano agregó que “este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos la infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”.
Las empresas de servicios Proshale y SLB participaron de la completación del pozo horizontal más largo de Vaca Muerta, propiedad de YPF. Alcanzaron una profundidad total de 7.436 metros. En total fueron 46 horas de operación y 66 tapones rotados.
“Este logro fue posible gracias al uso de herramientas creadas y desarrolladas en Neuquén, que desempeñaron un papel clave en el éxito de la operación. Este avance, llevado a cabo en una sola corrida con Coiled Tubing de 2 ⅜”, representa un hito histórico para la Cuenca Neuquina y establece un nuevo estándar para las operaciones técnicas en la industria del Oil & Gas en la Argentina. El equipo Proshale logró establecer un nuevo estándar de eficiencia, velocidad y alcance en la industria del Oil & Gas en Argentina”, destacaron desde Proshale.
Hito en la Cuenca Neuquina
Para llevar a cabo la operación, se utilizó un BHA (Bottom Hole Assembly) – conjunto de fondo de pozo que se encuentra en una plataforma de perforación petrolera, la parte más baja de la sarta de perforación- de 3.13” OD, que integró el motor TRX, la válvula multi-ciclo STEGO y herramientas de alcance extendido, que jugó un rol crucial en la operación.
Estas tecnologías, producto del ingenio y desarrollo neuquino, lograron reducir significativamente el coeficiente de fricción y la fatiga de los componentes, además de manejar caudales de hasta 5 BPM para garantizar una limpieza óptima del pozo y preparar el terreno para futuras operaciones exitosas.
“Con este logro, Proshale reafirma su compromiso con la innovación, la excelencia operativa y el desarrollo de soluciones eficientes que impulsan el crecimiento sostenido de la industria en Vaca Muerta y en todo el país”, remarcaron desde la empresa.A su vez, destacaron que este récord fue gracias a la sinergia entre todos los actores y compañías involucradas. “El trabajo conjunto y una planificación meticulosa fueron fundamentales para alcanzar este resultado. La coordinación eficiente no solo garantizó la seguridad durante la ejecución, sino que también permitió optimizar los tiempos operativos en un entorno técnico desafiante”, concluyeron.
Los alumnos de la Escuela de Educación Secundaria Técnica No. 1 «Mario El puerto» de Necochea instalaron un aerogenerador de minieólica con el objetivo de iluminar las aulas de la institución educativa.
“Gracias a este proyecto, que ha contado con el apoyo Genneia e Insur, los estudiantes han podido comprobar de una forma práctica los beneficios de la generación distribuida y su importante papel para alcanzar los objetivos de transición energética”, informaron desde la institución.
La institución, que ofrece un ciclo básico de tres años y otro ciclo superior de cuatro en el que se puede optar por cursar la Tecnicatura en Electrónica o la Tecnicatura en Energías Renovables, se ha sumado a la lista de escuelas argentinas que han desplegado equipos renovables para iluminar sus aulas de forma sostenible.
Energía renovable
Los alumnos de séptimo año de Energías Renovables han instalado un aerogenerador acoplado a un equipo facilitado por Genneia -una empresa especializada en la generación renovable- y por Insur -una empresa argentina dedicada al diseño y fabricación de equipos didácticos para Escuelas Técnicas, Centros de Formación Profesional, Institutos Terciarios y Universidades- que permite combinar fuentes de energía solar y eólica.
María Carolina Langan, responsable del área de Desarrollo con la Comunidad de Genneia, aseguró: «Con este tipo de proyectos aportamos nuestro granito de arena para acortar la brecha entre la escuela y el mundo laboral. En este caso, acercando a los jóvenes a un campo en pleno desarrollo en nuestro país como es el de la energía eólica.
El equipo
En concreto, el equipo entregado a la institución educativa ha consistido en unos Tableros Didácticos de Energía Solar Fotovoltaica fabricados por Insur.
Este equipo es una herramienta educativa integral diseñada para proporcionar un aprendizaje teórico-práctico sobre energías renovables. El sistema incluye paneles solares que capturan la luz solar y la convierten en energía eléctrica en forma de corriente continua, la cual es gestionada por un regulador de carga que controla el flujo hacia una batería de almacenamiento, asegurando un aprovechamiento eficiente de la energía generada.
Este tipo de equipamiento puede ser utilizado para el entrenamiento y capacitación de docentes, alumnos de escuelas técnicas, centros de formación profesional y de institutos técnicos terciarios que deseen adquirir experiencia para contribuir a un futuro más sostenible con iniciativas renovables.
El Ente Nacional Regulador de la Energía(ENRE) modificó los parámetros para exigir una mayor calidad en el servicio a las distribuidoras Edenor y Edesur, las únicas que permanecen bajo la órbita del Estado nacional. Como condición necesaria para aprobar el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que definirá el Valor Agregado de Distribución (VAD) que percibirán las empresas en el período 2025-2030, las compañías eléctricas —que comercializan, en conjunto, el 40% de la energía que se consume en el país— tendrán que mejorar su servicio en el próximo lustro. En los hechos, las distribuidoras eléctricas del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) tendrán que reducir la cantidad y extensión de los cortes en hasta un 50%. En algunas zonas del conurbano y comunas porteñas que tienen mayores problemas con los cortes las exigencias del ENRE serán mayores.
El ENRE, a cargo del interventor Osvaldo Rolando, publicó la semana pasada la resolución 3 que modifica los parámetros sobre la calidad del servicio en aspectos técnicos y comerciales y respecto a las penalidades a las distribuidoras por distintos incumplimientos.
En paralelo, el ente también lanzará un cronograma para avanzar en la Revisión Tarifaria de Distribución. Para esto, el 28 de enero convocará a una audiencia pública que se realizará el 27 de febrero. Por su parte, Edenor y Edesur tendrán que presentar el 27 de enero el informe final para la propuesta tarifaria y el 3 de marzo se publicarán en el Boletín Oficial las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios.
El ente regulador quiere que Edenor y Edesur vayan reduciendo entre 2025 y 2029 la duración y frecuencia de los cortes de electricidad a los usuarios, que son los dos indicadores centrales que se utilizan para controlar la calidad del servicio de distribución eléctrica. El primer artículo de la resolución señala las modificaciones en “los Parámetros de Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica, el Costo de la Energía Eléctrica No Suministrada (CENS) y las Penalizaciones por Calidad de Servicio, Producto Técnico y Comercial”.
En los considerando, el ENRE también remarca que en el régimen de calidad de servicio se contemplarán el mismo nivel para las zonas geográficas del AMBAcon densidades de demandas de energía similares. “De este modo se establece una mayor exigencia en la mejora de la calidad del servicio en zonas donde se registran niveles deficientes”, aclara el texto. Esto permite que cada localidad bonaerense y comuna porteña tengan objetivos de reducir duración y frecuencia de cortessegún su densidad de demanda eléctrica.
GBA
Una de las zonas con peores indicadores del AMBA es General Rodríguez. En este caso, Edenor tendrá que reducir las 10,2 horas de duración de los cortes por semestre a 3,3 horas en los próximos cinco años. Al mismo tiempo, en General Rodríguez se tendrá que reducir la frecuencia semestral de los cortes de 4,6 a 1,4 horas. Otros casos similares de Edenor con alta cantidad de cortes son General Las Heras y Marcos Paz.
En Edesur la zona con mayor cantidad de cortes es Presidente Perón, que tendrá que bajar de 8,4 a 3 horas por semestre de la duración y de 3,2 a 1,3 horas la frecuencia de las interrupciones del suministro. Otras zonas críticas de Edesur son Cañuelas, Ezeiza y Florencia Varela.
CABA
La zona del AMBA con menos cortes es la Comuna 2 (Recoleta), que comparten ambas distribuidoras. En ese caso, Edenor tiene que mantener en 2,5 las horas de duración de los cortes por semestre (y bajar de 2,7 a 2,5 horas en Edesur) y reducir la frecuencia de 1,094 a 1,084 horas en Edenor y mantener en 1,084 horas en Edesur.
La peor zona de Edenor en CABA es la Comuna 11 (Devoto y Villa del Parque), donde la empresa eléctrica tendrá que reducir la duración de 5,8 horas a 2,5 horas entre 2025 y 2029 y bajar la frecuencia de 2,1 a 1,08 horas. Otras comunas críticas de la zona norte son la 15, 13 y 12. En el caso de Edesur, la comuna porteña más comprometida es la 10, que deberá reducir la duración en cinco años de 4,1 a 2,8 horas por semestre y la frecuencia de 1,8 a 1,1 horas.
Además, la resolución del ENRE incluye cambios en el aspecto comercial. En este caso, el ente propone que las distribuidoras cuenten con un plazo de no más de 15 días hábiles para responder ante reclamos por error en la facturación. Por último, luego de los cortes por falta de pago las distribuidoras tendrán 24 horas para reestablecer el servicio una vez “abonadas las sumas adeudadas y la tasa de rehabilitación”.
Baja de rentabilidad
Al mismo tiempo, el ENRE publicó la resolución 4/2025 que actualizó a la baja la tasa de rentabilidad sobre los activos de Edenor y Edesur que aplica para calcular la estructura tarifaria de ambas empresas eléctricas. El organismo contrató a la consultora Quantum para que, a partir de una revisión de algunos parámetros principales de la macroeconomía argentina (el riesgo país, el costo de la deuda corporativa y la estructura de capital de las empresas), reevalúe el costo promedio ponderado del capital (WACC, por sus siglas en inglés) de ambas compañías reguladas. En la resolución firmada por Rolanda, el ente regulador destaca que desde el último bimestre del año pasado se observa una baja muy pronunciada del riesgo país, que pasó de 1600 puntos a principios de agosto a menos de 600 en la actualidad. Eso redundará en una baja del costo de financiamiento que deben afrontar las empresas, advirtió el ente regulador, por lo que corrigió de manera significativa la tasa de rentabilidad real que se aplica para calcular la estructura de tarifas de las distribuidoras.
En rigor, la resolución 4 corrigió las alícuotas que había fijado la resolución 553/2024, publicado en agosto del año pasado, que había establecido que la tasa de rentabilidad sobre los activos de Edenor y Edesur después de impuestos ascendiera a 10,31% y a 15,87% antes de impuestos. A partir de la mejora de los indicadores macroeconómicos, el ENRE —con el respaldo del Ejecutivo— tomó una decisión lógica y fijó la tasa de rentabilidad en 6,22% después de impuestos y en 9,56% antes de impuestos.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó a una audiencia pública el próximo 6 de febrero para poner en consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los ajustes en los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029. La RQT permitirá otorgarle un horizonte de ingresos a las empresas de distribución y transporte y también tendrán que realizar planes de inversión.
La convocatoria se publicó este martes en el Boletín Oficial a través de la resolución 16 del ente regulador, que está a cargo del interventor Carlos Casares. En paralelo, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) también convocó a una audiencia pública para el 27 de febrero sobre la Revisión Tarifaria de Distribución.
La audiencia pública se realizará desde la ciudad de Buenos Aires el jueves 6 de febrero a partir de las 9 de la mañana y la participación será exclusivamente de manera virtual. Además, se debatirá la “Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas” y la “Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”, indica la resolución. Los interesados en participar de la audiencia podrán inscribirse a partir de este miércoles y hasta el 3 de febrero.
Las licenciatarias del servicio de transporte -TGN y TGS- y distribución de gas natural por red de todo el país – Metrogas; Grupo Naturgy (BAN y Gasnor); Grupo Camuzzi (Gas Pampeana y Gas del Sur); Grupo Ecogas (Distribuidoras del Centro y Cuyana); Litoral Gas; y Gasnea- tendrán tiempo hasta el 23 de enero para presentar sus consideraciones sobre los temas de la audiencia que convocó el ENARGAS.
Además de los segmentos regulados por el ENARGAS de transporte y la distribución, el otro ítem de los tres que componen las facturas (excluyendo los impuestos) es el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que lo establece la Secretaría de Energía y permite observar el nivel de subsidios a las tarifas del Estado. Este ítem no estará incluido en la audiencia pública de febrero.
Un estudio realizado por 11 cámaras de empresas metalúrgicas reveló que el sector podría consolidarse en la próxima década como uno de los actores clave para impulsar el crecimiento y desarrollo económico de la Argentina de la mano de cuatro industrias estratégica: Oil&Gas, minería, foresto-industria y energías renovables. En rigor, el trabajo señala que esos cuatro sectores podrían traccionar, en conjunto, inversiones que traccionarían un crecimiento de alrededor de US$ 7.400 millones por año del sector metalúrgico en el país; equivalente al 1% del PBI argentino, con la consecuente creación de miles de empleos en el período 2025-2035.
Frente a este escenario, el estudio elaborado por las empresas metalúrgicas, que se titula “Eliminar impuestos distorsivos para competir en una cancha nivelada” y contó con el acompañamiento del programa Propymes del Grupo Techint, advierte sobre la necesidad de mejorar las condiciones estructurales de competitividad local parar sustituir importaciones y generar productos que puedan escalarse a nivel internacional, expandiendo las exportaciones de bienes con alto valor agregado. “Se necesitan políticas micro, como el recientemente anuncio de un proyecto de Ley de Promoción de Inversiones y Empleo para Pymes. La agenda que viene es la que nos permitirá generar un verdadero entorno competitivo: bajar la carga impositiva, el costo laboral no salarial, potenciar el financiamiento al sector privado y reducir los costos logísticos”, puntualiza el reporte.
Impacto en los sectores productivos
El aporte de la industria metalmecánica -que agrupa a fabricantes de maquinaria agrícola, acoplados, tubos y perfiles, construcciones livianas de acero, línea blanca, electro y gasodomésticos, autopartes y envases de acero- es clave puesto que junto con el sector automotriz generan 11.500 millones de dólares en exportaciones y más de 350.000 empleos directos, lo cual tiene un impacto significativo en la economía del país. Las actividades metalúrgicas integran el complejo industrial más importante de la economía nacional y explican el 5,6% del PBI de la Argentina, según precisaron.
Las empresas indicaron que para la industria del Oil&Gas, la minería, las renovables y la foresto industria se proyectan inversiones cercanas a los US$ 130.000 millones en 10 años. Los desembolsos para Vaca Muerta explican más del 60% del total y en segundo lugar se ubica la industria minera con el 23%. Además, se espera que el valor de producción de estas actividades se expanda en más de US$ 66.000 millones por año, lo cual permitiría traccionar la producción de diversas actividades proveedoras de bienes y servicios. ´
En cuanto al análisis de las estructuras de costos de estos cuatro sectores, surge que el 11,3% del valor de producción esperada está destinado a la adquisición de bienes metalúrgicos: 8,3% en el caso de minería, 9,8% en petróleo y gas, 7,6% en foresto-industria y en el caso de la construcción de un parque eólico alcanza el 56%. Esto es así ya que las diferentes industrias precisan estructuras metálicas, módulos habitacionales, partes y piezas para la operación de maquinarias, equipos eléctricos como motores, transformadores, bombas, válvulas, maquinaria pesada, vehículos y equipos de procesos de diversa índole a fin de desarrollar su actividad. Este es otro de los factores clave que demuestra la sinergia que se puede dar entre los diferentes sectores.
Para la industria del Oil&Gas se proyecta una inversión acumulada a 10 años de US$ 80.000 millones, para la minería de US$30.000 millones, para las renovables de US$ 12.000 millones y para la foresto industria de US$ 7.000 millones.
Carga impositiva
En el estudio también se hizo foco en la carga impositiva que afecta a la industria y se llevó a cabo una comparación con otros países de la región a fin de graficar este escenario. “Hoy los productos metalúrgicos en la Argentina soportan una carga impositiva del 32% promediosobre el costo de fabricación, más del doble que Brasil y México. Además, un tercio de estos impuestos son distorsivos, es decir que se acumulan en la cadena de valor (débitos y créditos, Ingresos brutos, tasas municipales, sellos/otros)”, plantea el informe.
La Argentina se encuentra en las peores posiciones en los ranking mundiales de competitividad. Esto está relacionado a la inestabilidad macroeconómica, la carga impositiva, el costo laboral no salarial, la falta de financiamiento al sector privado y los costos logísticos. “Trabajar primero en estos factores es clave para una secuencia de integración inteligente al mundo”, remarcaron desde las Cámaras.
Las empresas explicaron que más de un tercio de la carga tributaria sobre la actividad metalúrgica son impuestos considerados “distorsivos”, por su menor incidencia en países comparables y su impacto acumulativo en la cadena de valor.
En el informe se toma como ejemplo una sembradora. Sobre el costo de producción de esta maquinaria, el 33% son impuestos. Mientras que en Brasil representan sólo un 15% y en México el 19%. También, el costo de producción de un acoplado en el que el 33% son impuestos.
Otros desafíos
Las Cámaras dieron cuenta de otros de los obstáculos que afectan al sector además de la carga impositiva y que se deberán sortear para lograr el pleno crecimiento. En ese sentido, se refirieron a los costos laborales no salariales y costos logísticos, sumado a la falta de crédito, todos factores que le han quitado dinamismo a un sector privado. El estudio demuestra que el costo laboral en la Argentina es el 67% de la masa salarial. Y que, a pesar de tener índices de siniestralidad similares, la litigiosidad laboral en Argentina es 10 a 20 veces superior al de países comparables.
En línea con el desarrollo de la industria y con las medidas de apertura que quiere impulsar el gobierno, las empresas también advirtieron que a nivel global los países están cuidando al sector. “Las principales economías del mundo están intensificando su estrategia de política industrial con incentivos y financiamiento al sector privado local e incorporando medidas de defensa comercial (dumpings, salvaguardas) especialmente contra China. En este escenario, competir en igualdad de condiciones es imprescindible para generar desarrollo a largo plazo”, aseveraron.
En la última década se multiplicó por 10 la cantidad de medidas de política industrial con afectación al comercio internacional. Estados Unidos ha invertido US$ 739 millones en su política Inflaction reduction Act – además, anunció aumentos arancelarios de hasta el 100%, dirigidos a sectores estratégicos como semiconductores, vehículos eléctricos, baterías, metales básicos, minerales críticos y varios productos médicos.
Por su parte, la Unión Europea desembolsó 95 millones de euros en Horizon Europe y Brasil US$ 60 millones en Nova Industria Brasil. “Hoy apostar por la industria local es una decisión geopolítica y estratégica”, concluyeron desde el sector.
El estudio
El Informe de Competitividad fue realizado por 11 cámaras industriales del sector metalmecánico, la mayoría de ellas nucleadas en Adimra. ProPymes acompañó el estudio, como programa de cadena de valor de desarrollo de la cadena metalmecánica. El estudio fue realizado por equipos técnicos de las cámaras participantes con apoyo de economistas.
A su vez, en el marco del programa del Grupo Techint se llevó a cabo una misión comercial de clientes metalúrgicos a Vaca Muerta para conocer las oportunidades de negocio. En el encuentro, recorrieron las instalaciones del yacimiento Fortín de Piedra de Tecpetrol, con el objetivo de sumarse como proveedores del sector energético.
También, se concretaron reuniones de negocio con referentes de las empresas del Grupo Techint (Tecpetrol, Techint Ingeniería y Construcciones, Exiros y Tenaris) para analizar las necesidades concretas de abastecimiento y el potencial desarrollo de nuevos productos.
Un estudio realizado por 11 cámaras de empresas metalúrgicas reveló que el sector podría consolidarse en la próxima década como uno de los actores clave para impulsar el crecimiento y desarrollo económico de la Argentina de la mano de cuatro industrias estratégica: Oil&Gas, minería, foresto-industria y energías renovables. En rigor, el trabajo señala que esos cuatro sectores podrían traccionar, en conjunto, inversiones que traccionarían un crecimiento de alrededor de US$ 7.400 millones por año del sector metalúrgico en el país; equivalente al 1% del PBI argentino, con la consecuente creación de miles de empleos en el período 2025-2035.
Frente a este escenario, el estudio elaborado por las empresas metalúrgicas, que se titula “Eliminar impuestos distorsivos para competir en una cancha nivelada” y contó con el acompañamiento del programa Propymes del Grupo Techint, advierte sobre la necesidad de mejorar las condiciones estructurales de competitividad local parar sustituir importaciones y generar productos que puedan escalarse a nivel internacional, expandiendo las exportaciones de bienes con alto valor agregado. “Se necesitan políticas micro, como el recientemente anuncio de un proyecto de Ley de Promoción de Inversiones y Empleo para Pymes. La agenda que viene es la que nos permitirá generar un verdadero entorno competitivo: bajar la carga impositiva, el costo laboral no salarial, potenciar el financiamiento al sector privado y reducir los costos logísticos”, puntualiza el reporte.
Impacto en los sectores productivos
El aporte de la industria metalmecánica -que agrupa a fabricantes de maquinaria agrícola, acoplados, tubos y perfiles, construcciones livianas de acero, línea blanca, electro y gasodomésticos, autopartes y envases de acero- es clave puesto que junto con el sector automotriz generan 11.500 millones de dólares en exportaciones y más de 350.000 empleos directos, lo cual tiene un impacto significativo en la economía del país. Las actividades metalúrgicas integran el complejo industrial más importante de la economía nacional y explican el 5,6% del PBI de la Argentina, según precisaron.
Las empresas indicaron que para la industria del Oil&Gas, la minería, las renovables y la foresto industria se proyectan inversiones cercanas a los US$ 130.000 millones en 10 años. Los desembolsos para Vaca Muerta explican más del 60% del total y en segundo lugar se ubica la industria minera con el 23%. Además, se espera que el valor de producción de estas actividades se expanda en más de US$ 66.000 millones por año, lo cual permitiría traccionar la producción de diversas actividades proveedoras de bienes y servicios. ´
En cuanto al análisis de las estructuras de costos de estos cuatro sectores, surge que el 11,3% del valor de producción esperada está destinado a la adquisición de bienes metalúrgicos: 8,3% en el caso de minería, 9,8% en petróleo y gas, 7,6% en foresto-industria y en el caso de la construcción de un parque eólico alcanza el 56%. Esto es así ya que las diferentes industrias precisan estructuras metálicas, módulos habitacionales, partes y piezas para la operación de maquinarias, equipos eléctricos como motores, transformadores, bombas, válvulas, maquinaria pesada, vehículos y equipos de procesos de diversa índole a fin de desarrollar su actividad. Este es otro de los factores clave que demuestra la sinergia que se puede dar entre los diferentes sectores.
Para la industria del Oil&Gas se proyecta una inversión acumulada a 10 años de US$ 80.000 millones, para la minería de US$30.000 millones, para las renovables de US$ 12.000 millones y para la foresto industria de US$ 7.000 millones.
Carga impositiva
En el estudio también se hizo foco en la carga impositiva que afecta a la industria y se llevó a cabo una comparación con otros países de la región a fin de graficar este escenario. “Hoy los productos metalúrgicos en la Argentina soportan una carga impositiva del 32% promediosobre el costo de fabricación, más del doble que Brasil y México. Además, un tercio de estos impuestos son distorsivos, es decir que se acumulan en la cadena de valor (débitos y créditos, Ingresos brutos, tasas municipales, sellos/otros)”, plantea el informe.
La Argentina se encuentra en las peores posiciones en los ranking mundiales de competitividad. Esto está relacionado a la inestabilidad macroeconómica, la carga impositiva, el costo laboral no salarial, la falta de financiamiento al sector privado y los costos logísticos. “Trabajar primero en estos factores es clave para una secuencia de integración inteligente al mundo”, remarcaron desde las Cámaras.
Las empresas explicaron que más de un tercio de la carga tributaria sobre la actividad metalúrgica son impuestos considerados “distorsivos”, por su menor incidencia en países comparables y su impacto acumulativo en la cadena de valor.
En el informe se toma como ejemplo una sembradora. Sobre el costo de producción de esta maquinaria, el 33% son impuestos. Mientras que en Brasil representan sólo un 15% y en México el 19%. También, el costo de producción de un acoplado en el que el 33% son impuestos.
Otros desafíos
Las Cámaras dieron cuenta de otros de los obstáculos que afectan al sector además de la carga impositiva y que se deberán sortear para lograr el pleno crecimiento. En ese sentido, se refirieron a los costos laborales no salariales y costos logísticos, sumado a la falta de crédito, todos factores que le han quitado dinamismo a un sector privado. El estudio demuestra que el costo laboral en la Argentina es el 67% de la masa salarial. Y que, a pesar de tener índices de siniestralidad similares, la litigiosidad laboral en Argentina es 10 a 20 veces superior al de países comparables.
En línea con el desarrollo de la industria y con las medidas de apertura que quiere impulsar el gobierno, las empresas también advirtieron que a nivel global los países están cuidando al sector. “Las principales economías del mundo están intensificando su estrategia de política industrial con incentivos y financiamiento al sector privado local e incorporando medidas de defensa comercial (dumpings, salvaguardas) especialmente contra China. En este escenario, competir en igualdad de condiciones es imprescindible para generar desarrollo a largo plazo”, aseveraron.
En la última década se multiplicó por 10 la cantidad de medidas de política industrial con afectación al comercio internacional. Estados Unidos ha invertido US$ 739 millones en su política Inflaction reduction Act – además, anunció aumentos arancelarios de hasta el 100%, dirigidos a sectores estratégicos como semiconductores, vehículos eléctricos, baterías, metales básicos, minerales críticos y varios productos médicos.
Por su parte, la Unión Europea desembolsó 95 millones de euros en Horizon Europe y Brasil US$ 60 millones en Nova Industria Brasil. “Hoy apostar por la industria local es una decisión geopolítica y estratégica”, concluyeron desde el sector.
El estudio
El Informe de Competitividad fue realizado por 11 cámaras industriales del sector metalmecánico, la mayoría de ellas nucleadas en Adimra. ProPymes acompañó el estudio, como programa de cadena de valor de desarrollo de la cadena metalmecánica. El estudio fue realizado por equipos técnicos de las cámaras participantes con apoyo de economistas.
A su vez, en el marco del programa del Grupo Techint se llevó a cabo una misión comercial de clientes metalúrgicos a Vaca Muerta para conocer las oportunidades de negocio. En el encuentro, recorrieron las instalaciones del yacimiento Fortín de Piedra de Tecpetrol, con el objetivo de sumarse como proveedores del sector energético.
También, se concretaron reuniones de negocio con referentes de las empresas del Grupo Techint (Tecpetrol, Techint Ingeniería y Construcciones, Exiros y Tenaris) para analizar las necesidades concretas de abastecimiento y el potencial desarrollo de nuevos productos.
La candidata a canciller de Alemania por el partido Alternativa para Alemania (AfD), Alice Weidel, prometió que recuperará el gasoducto Nord Stream para volver a importar gas natural desde Rusia. El partido de extrema derecha, que se encuentra segundo en las encuestas de cara a las elecciones federales de febrero, esta recibiendo un importante respaldo del magnate Elon Musk, quien trabajará para la próxima administración de Donald Trump en los Estados Unidos. La postura de AfD contradice la intención del presidente electo de forzar a Europa a importar más energía desde los EE.UU. bajo la amenaza de aplicar aranceles.
Alternativa para Alemania celebró este fin de semana un congreso para oficializar la candidatura de Weidel y la plataforma electoral para las elecciones que definirán un nuevo parlamento y gobierno, convocadas tras el colapso de la coalición de gobierno conformada por el Partido Socialdemócrata (SPD), Los Verdes y el Partido Democrático Libre (FPD).
Frente a unos 600 delegados, la candidata recitó los lineamientos de la plataforma electoral del partido, de corte identitaria y xenófoba. «Tengo que ser honesta con ustedes: si se va a llamar remigración, entonces eso es lo que será: remigración», dijo Weidel. Fue la primera vez que Weidel utilizó públicamente el concepto de remigración, que se entiende ampliamente como el «retorno» masivo o la deportación de personas de origen migrante.
La plataforma votada por los delegados no incluyó ninguna condena a Rusia por la invasión y guerra en Ucrania, en otra muestra de las inclinaciones pro rusas del partido. Weidel incluso fue más allá y prometió restablecer el gasoducto Nord Stream. «Pondremos nuevamente en funcionamiento el Nord Stream, pueden contar con ello», afirmó. También se manifestó en contra de los parques eólicos y a favor de reactivar las centrales nucleares.
Los sistemas Nord Stream 1 y 2 quedaron operativamente inutilizados tras un sabotaje ejecutado en septiembre de 2022, unos meses después del comienzo del conflicto bélico. La justicia de Alemania investiga actualmente a ciudadanos de nacionalidad ucraniana como posibles participes del sabotaje. Nord Stream 1 llegó a representar el 35% de las importaciones de gas ruso en la Unión Europea, mientras que Nord Stream 2 jamás entró en operación comercial.
El canciller alemán Olaf Scholz convocó a elecciones federales para el 23 de febrero tras la destitución en noviembre del ministro de Finanzas y líder del FPD, Christian Lindner. Scholz y Lindner chocaron por desacuerdos en torno al gasto público y cómo responder al aumento del costo energético de los hogares y especialmente en las industrias. La economía alemana cerraría el 2024 con una caída del PBI por segundo año consecutivo, según las proyecciones del gobierno.
La candidata de AfD, Alice Weidel.
Respaldo de Musk
Las encuestas ubican segunda a Alternativa para Alemania con un 20% de intención de voto, estando por detrás de la CDU/CSU que lidera los sondeos con el 30% de intención de voto. Todos los partidos se manifestaron en contra de formar una coalición de gobierno con AfD, lo que limita al máximo las posibilidades de acceso al poder. Pese a esto, el partido recibió en el último mes el inesperado apoyo público de Elon Musk, desatando críticas en Alemania y otros países europeos por inmiscuirse en las elecciones alemanas.
«Alemania se ha acomodado en la mediocridad. Es hora de cambios audaces y AfD es el único partido que abre este camino”, escribió Musk en un artículo publicado en diciembre en el diario alemán Die Welt. El dueño de la red social X y CEO de la automotriz Tesla reforzó su apoyo al partido de extrema derecha a través de una conversación pública y virtual con Weidel realizada la semana pasada. Musk le pidió a Weidel que comentara sobre la clasificación habitual de la AfD como partido de extrema derecha. La candidata respondió que AfD es un partido «conservador» y «libertario».
La irrupción de Musk en las elecciones alemanas no es un dato menor si se tiene en cuenta su futura participación como asesor en la administración de Trump. El magnate de origen sudafricano estará al frente de DOGE, una comisión de asesores presidenciales para la reforma del gobierno federal y la eliminación de regulaciones. Los gobiernos de Francia, España, Noruega y el Reino Unido criticaron a Musk por utilizar X como plataforma política personal.
Las declaraciones de Weidel a favor del gas ruso van en la dirección contraria a los intereses de EE.UU. Trump dijo que la Unión Europea debe elegir entre importar más gas natural licuado y petróleo de los Estados Unidoso enfrentar la posibilidad de pagar aranceles. La oficina de estadísticas de la U.E., Eurostat, indica que los Estados Unidos suministraron el 47% de las importaciones de GNL y el 17% de las importaciones de petróleo de la Unión Europea en el primer trimestre de 2024.
Weidel esta lejos de ser la única dirigente alemana a favor de restablecer las importaciones desde Rusia. AfD eligió el estado de Sajonia para realizar su congreso. El primer ministro de Sajonia e integrante de la CDU, Michael Kretschmer, también abogó por la reparación de los gasoductos. «Espero que el gobierno federal investigue el ataque contra este gasoducto y no se lo deje a los periodistas. Se está agotando el tiempo en el que ese gasoducto pudiera repararse para futuros suministros. Creo que es un hecho irresponsable», dijo Kretschmer.
El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, explicó por qué desde el distrito aún no le concedieron el libre de deuda a YPF tras el traspaso de sus áreas a Pecom. “Hay una deuda que está vigente en concepto de un canon por cada pozo ubicado en el ejido urbano, y si bien hubo un acuerdo para eximir del pago, el mismo sigue vigente y fue aprobado recientemente en la Ordenanza Tributaria Anual 2025, por lo que corresponde que YPF cancele la deuda acumulada desde 2014”, remarcó.
A su vez, el mandatario aseguró que la empresa de energía del grupo Pérez Companc no tiene impedimentos para iniciar sus operaciones cuando lo considere necesario.
La deuda de YPF
Macharashvili precisó: “Vamos a hacer todo lo que sea necesario para recuperar esta acreencia que corresponde al municipio”. Esto es así ya que esos fondos se pautaron para la realización de obras en la ciudad.
Respecto al traspaso de los activos convencionales, el intendente de Comodoro Rivadavia detalló que “en diciembre se ha certificado que la empresa Enap pagó al municipio más de 600 millones de pesos, que era la parte que le correspondía por el acuerdo transaccional, y hemos entregado esa certificación. Pero lo que está pendiente de pago es el canon, que ha estado vigente todos estos años y que no fue abonado”.
Sobre el inicio de las operaciones en las áreas por parte de Pecom destacó que “nadie puede pensar que porque el municipio reclame lo que le corresponde se pueda poner en riesgo todo el acuerdo. Pecom ha accedido a estas áreas porque quiere volver a ser operador petrolero, con expectativas de crecimiento”.
El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili
Los activos
Pecom adquirió la operación de las áreas Campamento Central–Cañadón Perdido y El Trébol–Escalante en Chubut, por unos US$ 130 millones.
A su vez, en diciembre, la empresa del grupo Pérez Companc cerró un acuerdo con la firma NCY —acrónimo de Nacimos con YPF—, una compañía creada en 2024 por dos empresarios petroleros con presencia en la cuenca del Golfo San Jorge, para poder optimizar la explotación y mejorar la productividad de las áreas.
Neuquén, epicentro de la industria energética en la Argentina, reafirma su papel como motor de innovación con el lanzamiento de Svant, un software diseñado para cuantificar, gestionar y reportar inventarios de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Este desarrollo, 100% neuquino, surge como un spin-off de Proshale, una empresa con amplia trayectoria en servicios para la industria de Oil & Gas.
“En Proshale entendemos que la sustentabilidad es una oportunidad estratégica tanto para nuestros clientes como para nosotros. A través de servicios innovadores vinculados a la gestión de emisiones de GEI, buscamos agregar valor, anticiparnos a las demandas del mercado y contribuir al desafío global de reducir el impacto ambiental”, aseveró Christian Cerne, CEO de Proshale.
Un contexto de regulaciones crecientes
En un mundo donde las regulaciones ambientales evolucionan rápidamente, conocer las emisiones de GEI se volvió esencial. Normativas como el Acuerdo de París, la Ley Nº 27.520 de Presupuestos Mínimos para la Gestión de las Emisiones de Gases de Efecto Invernadero y el Registro Nacional de Huella de Carbono establecen marcos claros para la cuantificación y reporte de emisiones.
En este contexto, contar con soluciones tecnológicas resulta crucial para cumplir con las regulaciones, optimizar procesos operativos y tomar decisiones informadas que promuevan la sustentabilidad.
La tecnología como aliada de la sustentabilidad
Svant permite crear inventarios de emisiones completos y precisos, diseñados para adaptarse a las necesidades específicas de cada organización. La plataforma considera parámetros como fuentes de emisión, factores específicos, categorías personalizadas y regiones, entre otros, que garantizan una gestión de datos ordenada y segura.
Los resultados se presentan a través de gráficos intuitivos y claros, que simplifican la interpretación de los datos y facilitan la comunicación de hallazgos. Además, las herramientas analíticas de Svant proporcionan información esencial para optimizar procesos, monitorear indicadores de desempeño (KPI) y respaldar decisiones estratégicas orientadas a la sustentabilidad.
La esencia de Svant se resume en una idea clara: “Lo que se mide, se puede optimizar.” Al proporcionar datos confiables, impulsa oportunidades para reducir el impacto ambiental y mejorar la eficiencia operativa. Svant es una herramienta clave para la gestión sustentable, según precisaron desde la compañía.
Un paso adelante en un mundo que exige sustentabilidad
Svant está operativo en la Argentina, y ya fue adoptado por empresas líderes del sector Oil & Gas para enfrentar los desafíos ambientales del futuro. Con su capacidad para simplificar procesos y ofrecer resultados concretos, representa un avance tecnológico que impulsa a la industria hacia una gestión más eficiente y responsable de sus emisiones.
La salida de YPF de Santa Cruz dejará como correlato una crisis productiva y laboral con epicentro en el norte de la provincia. Es una herencia no deseada que se engendró, en realidad, bajo responsabilidad de gestiones anteriores que no fueron capaces de incentivar la inversión petrolera en la provincia ni en edificar un proyecto de desarrollo que sea consistente en el tiempo. El gobernador Claudio Vidal tendrá esa desafío de mitigar los daños de esa compleja herencia. Cerca del mandatario patagónico advierten, sin embargo, que “no es momento de buscar culpables, sino de mirar hacia adelante”. “No vamos a olvidar, nos abandonaron y también se miró para otro lado cuando había que exigir inversiones y controlar lo que YPF hacía. Pero hoy tenemos que encontrar soluciones porque la queja sola no resuelve nada”, indicó un colaborador del gobernador patagónico.
El desafío por delante —tanto de la política como del entramado productivo del Golfo San Jorge— es construir un puente entre un enrevesado presente signado por el retiro de su principal inversor petrolero y un futuro posible si se le da continuidad al deriskeo de Palermo Aike, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Austral que podría ser explotada con tecnología no convencional, aunque recién se están dando los primeros pasos en esa dirección.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, tiene el desafío de encarar un complejo proceso de reconversión de la industria petrolera en la provincia.
Período de transición
Con ese norte, será clave lograr una transición planificada, de forma tal de sostener el mayor nivel posible de actividad en el norte de Santa Cruz, mientras se avanza hacia una etapa de captación de nuevas inversiones. “Sobre ese futuro, que debe ser presente cuanto antes, ya estamos trabajando. No nos vamos a quedar esperando, tenemos que garantizar producción, empleo y bienestar para muchas familias santacruceñas”, indicaron las fuentes consultadas.
No será fácil. La readecuación operativa de los yacimiento maduros de Santa Cruz —que YPF transferirá a CGC y otras compañías de menor tamaño como Patagonia Resources, Roch y Crown Point— exige elevar la eficiencia operativa y buscar de un esfuerzo conjunto entre operadoras y trabajadores para mantener la producción. “Las pymes pueden ser parte de la solución. Aunque YPF se retira, Santa Cruz cuenta con empresas locales con recursos técnicos y humanos para asumir el desafío y garantizar la continuidad de la explotación”, se ilusionan desde la provincia.
Plan de acción
Fuentes de la gobernación aseguraron a EconoJournal que, frente a este escenario, el objetivo es posicionar a Santa Cruz como una provincia elegible para nuevas inversiones, promoviendo confianza y estabilidad para nuevos actores. “Esta crisis es consecuencia de decisiones pasadas que no priorizaron el futuro ni la exploración en Santa Cruz. Se miró para otro lado cuando había que exigir inversiones y controlar lo que hacía YPF. Por eso, vamos a ser distintos con quienes decidan acompañar a la provincia, a su riqueza, a invertir para dar empleo. Queremos que tengan éxito y condiciones para que el beneficio sea para las empresas, pero que también incluya a los trabajadores”, aseguraron.
Desde la provincia buscarán operadoras independientes para trabajar en conjunto con las pymes regionales y mitigar el impacto del retiro de YPF. Además, implementarán incentivos específicos para que estas empresas puedan competir, producir y generar empleo.
Junto a legisladores nacionales, la gobernación santacruceña impulsará una Ley para yacimientos maduros. Será una normativa que contemplará beneficios para la importación y exportación, disponibilidad de divisas y amortización acelerada de inversiones, según indicaron. “Aunque este es un momento difícil, creo que estamos ante la oportunidad de transformar el modelo energético y productivo de Santa Cruz, potenciando los recursos locales y construyendo un futuro más sustentable para la provincia”, aseguró un colaborar de Vidal. “El gobernador no buscó esa crisis. La heredó por la mala praxis de gestiones anteriores, tanto públicas como privadas. Pero su compromiso a futuro es claro: garantizar el desarrollo sostenible de la provincia”, agregó.
El gobierno prepara un decreto para avanzar en la regularización de la deuda de alrededor de US$ 1.300 millones que distribuidoras y cooperativas eléctricas tienen con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Se trata del pasivo generado por la energía que las compañías que distribuyen electricidad tomaron a lo largo de 2024 del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), administrado por Cammesa, sobre todo por el primer trimestre del año, pero que no pagaron. Es la energía que la compañía mixta le compra a las generadoras y le vende a las distribuidoras, completando la cadena de pagos.
En el sector están esperando el paraguas legal que habilite la normalización del sistema eléctrico, que comenzó a principios de diciembre con la aprobación del Directorio de Cammesa del acuerdo con las distribuidoras, que incluyó un plan de pagos para las deudoras y un mecanismo de premios para las compañías que cumplieron en tiempo y forma con sus obligaciones. La medida iba a verse reflejada en el articulado del Presupuesto 2025, pero como el gobierno parece haber descartado presentar ese proyecto de Ley en el Congreso, la mejor vía que tiene el Poder Ejecutivo para viabilizar la medida es mediante un decreto presidencial.
Distintas fuentes oficiales y del sector privado confirmaron a EconoJournal que el decreto que firmará el presidente Javier Milei se publicará en los próximos días. Tendrá un apartado específico sobre el mecanismo administrativo para compensar económicamente a través de una nota de crédito por dos transacciones a las distribuidorasque cumplieron con sus obligaciones y le pagaron la energía a Cammesa sin acumular deudas, a diferencia de otras que acumulan un pasivo millonario. La publicación del decreto también podría destrabar la firma de los acuerdos de Cammesa con las empresas deudoras.
En el grupo de distribuidoras y cooperativas que en 2024 pagaron la energía normalmente se encuentran las de Córdoba, Entre Ríos, Jujuy, Mendoza, Misiones, Neuquén, Río Negro, San Juan, San Juan, Santa Cruz, Santiago del Estero y Tucumán. Las principales distribuidoras deudoras son Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y Edelap, Eden, Edes y Edea de la provincia de Buenos Aires. Las seis distribuidoras acumulan el 70% del pasivo del sector con Cammesa.
Acuerdo con Cammesa
En los primeros días de diciembre Cammesa anunció el acuerdo para la normalización del mercado eléctrico, que contempló un plan de pagos integral y tuvo un amplio consenso en el sector. Al frente de las negociaciones estuvo Mario Cairella, actual vicepresidente de la compañía mixta. El acuerdo para todas las distribuidoras y cooperativas eléctricas del país incluyó el otorgamiento de un período de gracia de 12 meses, un plazo de seis años para regularizar la deuda y una tasa del 50% del mercado eléctrico.
Treinta días después del anuncio, y pese a haber tenido el respaldo de todos los actores del sistema -generadoras, transportistas, distribuidoras y grandes usuarios-, ninguna distribuidora firmó el acuerdo de manera formal con Cammesa. Allegados al directorio de la compañía mixta indicaron a EconoJournal: “No entendemos por qué se está retrasando el proceso para comenzar a firmar los acuerdos con las distribuidoras”. Además del decreto, en la administradora esperan un guiño político del área energética del gobierno. De todos modos, insistieron en que, si no llega una señal, comenzarán con la firma del acuerdo a fin de mes.
Nota de crédito
En el acuerdo de diciembre se contempla una compensación para las distribuidoras que pagaron en tiempo y forma durante 2024. En concreto, las compañías que fueron “buenas pagadoras” recibirán una nota de crédito por dos transacciones (dos meses) para que la puedan aplicar como un descuento a futuro de los pagos corrientes. También la podrían destinar a otros rubros.
Esto generó críticas al área energética del gobierno por parte de algunos gobernadores porque entienden que se está premiando económicamente a distribuidoras que pagaron la energía a Cammesa, tal como les corresponde y debería ser normal.
La nota de crédito necesita de la aprobación del Poder Ejecutivo (en este caso será a través de un decreto) porque son fondos que tiene que enviar el Estado y no pueden salir de Cammesa porque la compañía administradora tiene que continuar la cadena de pagos y abonarles la energía a las generadoras.
El dinero correspondiente a la nota de crédito tiene que salir como un aporte del Estado al fondo unificado del sector y se tiene que instrumentar a través de un decreto, explicaron fuentes oficiales, que aclararon también que “no puede salir de Cammesa porque ese dinero le pertenece a las generadoras y transportistas”.
El gobierno de Mendoza aprobó la prórroga hasta el año 2037 y fijó regalías del 12% para las áreas Cerro Mollar Oeste, La Brea y Puesto Rojas ubicadas en Malargüe, que opera PCR desde 2023 a partir de la adquisición de esos activos a la operadora Phoenix Globlal Resources. La compañía de capitales argentinos logró aumentar la producción en esas áreas de 45 m³/día a 140 m³/día gracias a un plan integral de reactivación de pozos, según precisaron. A su vez, a partir de los nuevos estudios sísmicos, la firma pondrá en marcha un plan de exploración y producción para poner en valor posibles acumulaciones de hidrocarburos en nuevas estructuras sin desarrollar.
PCR realizará seis pozos e invertirá 20 millones de dólares. Además, llevará a cabo una actividad contingente de 12 pozos adicionales sujeto a la viabilidad económica, tres pozos por cada descubrimiento comercial. Esto le permitirá incrementar el monto de inversión en otros 24 millones de dólares.
Martín Brandi, CEO de la compañía, aseguró que “los reservorios convencionales todavía tienen mucho potencial para aportar nuevas reservas, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos”.
El ejecutivo remarcó que “PCR seguirá evaluando nuevas estructuras para seguir desarrollando la producción en esa región sur de la provincia de Mendoza que le permite optimizar costos operativos y obtener mayor eficiencia, siempre priorizando la seguridad en sus operaciones y el cuidado del medio ambiente».
Actividad
PCR opera en Mendoza las áreas El Sosneado, La Paloma-Cerro Alquitrán y Llancanello. “Con la extensión de estas concesiones reafirmó así su compromiso con la actividad convencional en la provincia, demostrando que los yacimientos maduros tienen oportunidades para poner en valor sus recursos y convirtiéndose de esta forma en un jugador protagónico en la industria”, aseveraron desde la compañía.
Cuidado del medioambiente
Desde PCR informaron que la compañía se comprometió con la gestión ambiental y social, enfocándose en el saneamiento de los pasivos ambientales heredados en las áreas prorrogadas.
“Este esfuerzo incluye la adecuación de instalaciones, la remediación de suelos y la implementación de prácticas responsables que aseguren la sostenibilidad de las operaciones. También, contribuye al bienestar de las comunidades locales con beneficiarios directos a partir de la contratación de proveedores y servicios locales que brindará certidumbre al desarrollo económico de las áreas de influencias de la compañía, además del cumplimiento de los estándares provinciales y nacionales”, destacaron.
YPF intentará cerrar en las próximos tres semanas el traspaso de titularidad de los yacimientos convencionales que opera en Santa Cruz. La desinversión en esos campos maduros —donde la petrolera bajo control estatal pierde a razón de US$ 300 millones por año como resultado de la falta de competitividad de su estructura operativa, que redunda en altos costos que están por encima de la rentabilidad que ofrece la explotación de esas áreas— es clave para edificar el éxito del Proyecto Andes, la iniciativa con la que la compañía que preside Horacio Marín se propuso desprenderse de unos 55 bloques convencionales de baja rentabilidad para concentrar su capital en el desarrollo de Vaca Muerta.
No se trata, sin embargo, de una negociación sencilla. Al contrario, implica un juego a diferentes bandas con una multiplicidad de actores que durante todo el año pasado tuvo avances y retrocesos. A diferencia de la venta de áreas en otras provincias, donde YPF obtuvo una compensación económica por la cesión de esos campos —tanto en efectivo como en especies expresada en producción de petróleo a futuro—, en Santa Cruz YPF no pretende recibir dinero cambio. Al contrario, tendrá que poner plata de su bolsillo para salir de esas áreas que, por la deficiente gestión de la petrolera durante el gobierno de Alberto Fernández, que fue incapaz de adecuar su estructura de costos a la declinación productiva de los campos maduros, se convirtieron en activos anti-económicos.
En el esquema de salida que está prácticamente acordado con el gobernador Claudio Vidal es central el rol de CGC, la petrolera que conduce Hugo Eurnekian, el principal productor de hidrocarburos en el flanco norte de la provincia. Motorizada más que nada por un movimiento defensivo para evitar que un retiro caótico de YPF derive en una descomposición total que arrastre al resto de los jugadores del sistema petrolero en la provincia, CGC lidera una mesa de negociación que incluye a otros actores privados que tiene interés en los yacimientos.
Horacio Marín, CEO de YPF, que está de viaje en Asia intentando abrir mercados para el GNL argentino, y Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz.
Nuevos operadores
La estrategia prevé que en un solo movimiento, que se materializará a través de un decreto firmado por Vidal, YPF traspasará a CGC todos sus bloques que posee en la provincia agrupados en cinco clúster de campos. Sin embargo, la petrolera de Corporación América sólo conservará la operación de uno de ellos, conformado por Cañadón León y Meseta Escondida. Los cuatro clústers restantes serán transferidos en no más de 60 días a otras compañías. Según la información relevada por EconoJournalde fuentes directamente involucradas con la negociación, Patagonia Resources, una empresa del grupo que lideran los hermanos Juan y Patricio Neuss que es presidida por Walter Forwood, ex gerente general de San Antonio, uno de las principales empresas de servicios del país, y tiene como asesor a Sergio Affronti, ex CEO de YPF, tomará la operación de un segundo clúster conformado por Los Perales, Las Heras y Cañadón La Escondida, tres de los campos con mayor producción de petróleo de la provincia.
El Guadal, otro de los grandes activos de YPF en Santa Cruz, se particionará en dos: Crown Point, una compañía del grupo GST de los accionistas Pablo Peralta y Roberto Domínguez, que en diciembre obtuvo la concesión de Koluel Kaike, un área provincial que cedió PAE, se quedarán con una porción de ese bloque que fue incluido en un tercer clúster, mientras que Roch —la compañía fundada por el empresario Ricardo Chacra— obtendrá la parte restante de Guadal y otras áreas como Cañadón Yatel y Loma de Cui agrupadas en un cuarto grupo de bloques. Entre Crown Point y Roch existe una negociación más amplia que incluye también la venta a manos de la primera de la participación accionaria de la segunda en las áreas Río Cullen, Las Violetas y La Angostura en Tierra del Fuego.
El quinto clúster está integrado por un conjunto de bloques menores como El Cordón y El Destino, entre otras, y serán traspasados a la firma Ingeniería Alpa, que opera El Valle, un pequeño campo de petróleo en Santa Cruz.
“Por una cuestión legal y para facilitar su traspaso posterior, cada clúster de áreas estará concesionado a una sociedad distinta, aunque en un primer momento todos serán propiedad de CGC. La idea, por una cuestión de simplicidad, es que la provincia autorice el traspaso a un sólo actor para lo que luego sea más sencillo que CGC ceda el capital accionario de cada vehículo societario a las otras compañías”, explicó un alto directivo que participa del proceso.
Hugo Eurnekian, presidente de CGC, la compañía que intenta ordenar la salida de YPF de la provincia patagónica.
Implementación delicada
Con el objetivo de empezar a readecuar la estructura operativa de sus campos maduros —que requiere como condición necesaria de una reducción de la dotación de personal asignada a cada yacimiento—, YPF informó a sus contratistas que costeará la indemnización más un plus de un 20% de aquellos operarios que acepten renunciar voluntariamente a su trabajo. Esa opción, que está disponible hasta el 31 de enero, no termina de convencer a algunos proveedores de servicios de YPF, que en los últimos días reclamaron una mejora en la implementación del esquema indemnizatorio. “No está claro si YPF se hará cargo de la indemnización total de los operarios que acepten salir voluntariamente o sólo de una parte. Algunas líneas intermedias están hablando de un crédito económico en el tiempo para que los proveedores financien las indemnizaciones, pero eso es distinto a cubrir toda la indemnización”, indicó un importante empresario de servicios de la cuenca del Golfo San Jorge. En conjunto, se estima que la readecuación de los yacimientos maduros de YPF demandará la salida de unos 2600 trabajadores directos e indirectos. Vidal se resistió durante meses a aceptar la inevitabilidad de esa agenda —una negativa que puso en riesgo el proceso de traspaso de los bloques, tal como publicó este medio a mediados de noviembre—, pero durante diciembre terminó de avalar el achicamiento de la operación petrolera en la cuenca.
Desde la óptica de las empresas que tomarán la operación de las áreas es importante, a su vez, abordar otros aspectos estratégicos del traspaso. Uno de ellos es asegurarse la indemnidad ambiental en los campos que dejará YPF. En concreto, no quieren ser responsables de la remediación de los pasivos ambientales que existen en yacimientos que llevan décadas en explotación. “La indemnidad ambiental, al igual que la laboral, es un aspecto central. No es posible entrar a campos que hoy pierden dinero si, además, hay que invertir millones para corregir pasivos que generó la operación de YPF”, explicaron desde otra empresa.
El ajuste de las regalías que percibe la provincia y la definición de un compromiso razonable de inversión en los campos son otros de los puntos a cerrar. Por eso, algunas fuentes consultadas siguen siendo cautas a la hora de pronosticar cuándo podría concluir la negociación. “Hay días en soy super optimista y creo que estamos cerca. En otros, en cambio, creo que todo puede volver a fojas cero. Hay que esperar”, admitió un alto directivo del sector.
Los mandatarios de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, plantearon al gobierno de Javier Milei durante el año pasado la necesidad de provincializar algunas rutas nacionales que son estratégicas para apuntalar, a partir de la mejora del tendido vial, el desarrollo de Vaca Muerta. En esa clave, ambos gobernadores patagónicos impulsaron, en conjunto, la reconversión de la titularidad de las Rutas 22 y 151, que están en cabeza del Estado nacional, a fin de que pasen a ser administradas por las provincias. El objetivo de los mandatarios patagónicos es tomar el control de esas rutas para buscar esquemas públicos-privados que incentiven la inversión en esas arterias logística, uno de los cuellos de botella que aqueja a la industria hidrocarburífera y obstaculiza el crecimiento pleno del sector. Sin embargo, fuentes gubernamentales y legislativas de La Libertad Avanza (LLA) indicaron a EconoJournalque el gobierno nacional no avalará el pedido de Neuquén y Río Negro, por lo que rechazará la provincialización de las rutas. «Eso no va a pasar», indicó un legislador libertario al ser consultado si la administración de Javier Milei autorizaría el traspaso de las rutas nacionales 22 y 151 a las provincias. «Vialidad Nacional está elaborando un esquema distinto para incentivar la inversión en esas rutas», agregó.
En el marco del Energy Day, el evento energético organizado por este medio, Weretilneck había precisado que, junto con su par neuquino, tenían como meta trabajar mancomunadamente con el sector privado para poder generar un modelo de concesión distinto al vigente.
“Estamos planteando la necesidad imperiosa de resolver la logística de Vaca Muerta. 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”, había indicado el gobernador rionegrino.
No obstante, las fuentes consultadas detallaron que Vialidad Nacional, en base a la decisión del gobierno de no trasladar la titularidad sobre las rutas a las provincias, se encuentra trabajando en un esquema distinto y que esta iniciativa alternativa podría presentarse en los próximos meses.
Las rutas: un aspecto clave para el desarrollo de Vaca Muerta
La Ruta Nacional 22 tiene 685 kilómetros de extensión y pasa por las provincias de Buenos Aires, La Pampa, Río Negro y Neuquén. Comienza en el empalme con la Ruta Nacional 3 en Bahía Blanca y finaliza en Zapala, Neuquén. A su vez, la 151 arranca en Santa Isabel, La Pampa, y converge con la 22 en Cipolletti. Se trata de dos accesos fundamentales hacia Vaca Muerta que hoy se encuentran saturados. El 50% del tránsito de la 22 está vinculado con la industria energética.
A su vez, frente a esta problemática, el gobernador de Río Negro había expresado: “No digo que tengan que darnos la razón, pero sí que deben darnos un lugar en la agenda. ¿Qué mejor que la transferencia de las rutas para un Gobierno que dice que el Estado nacional debe ser más chico? Hace 20 años se están haciendo esas rutas. Si queremos apalancar Vaca Muerta, necesitamos resolver este tema de infraestructura porque va a ser un problema”.
Nuevos proyectos
El gobernador rionegrino junto con la problemática de las rutas nacionales había advertido que también resulta indispensable resolver todo lo referido a las concesiones ferroviarias para apalancar el crecimiento del sector y lograr saldos exportables.
“Lavía del Ferrocarril General Roca que va de Bahía Blanca a Barda del Medio o a Zapala forma parte del núcleo estratégico. Pero nos resulta muy complejo encontrar los funcionarios y la mesa de decisión para abordar el tema”, había anticipado Weretilneck.
Los recursos de generación distribuida se transformarán en la segunda fuente de generación eléctrica en el Brasil para el 2029, según una nueva estimación del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) del país vecino. El crecimiento de este tipo de fuentes, que son centralmente fotovoltaicas, está teniendo impactos importantes en la planificación de la matriz eléctrica de Brasil. De hecho, el Estado brasileño considera que hacia el final de la década, el ingreso de generación distribuida desplazará a una importante cantidad de potencia eléctrica proveniente de parques eólicos y solares (hasta unos 40.000 MW), que saldrán de operación durante las horas del día de bajo consumo.
El flamante Plano de Operación Eléctrica de Mediano Plazo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para el período 2025-2029 estima que la Micro y Minigeneración Distribuida (MMGD), que ya supera los 33 GW (33.000 MW) de capacidad instalada, debería alcanzar alrededor de 50 GW para el 2029. La MMGD esta compuesta principalmente por sistemas de generación solar fotovoltaica en hogares y establecimientos comerciales. En paralelo a los 33 GW de MMGD, existen unos 19,9 GW de generación tipo III (usinas generadoras conectadas a los sistemas de distribución).
El crecimiento proyectado haría que la MMGD se transforme en la segunda fuente de generación eléctrica del Brasil, por detrás de la energía hidroeléctrica. Pero como los recursos de MMGD y los de tipo III no estan bajo el control del ONS, aparecen una serie de desafíos e impactos en la operación del sistema interconectado nacional.
Expansión real y prevista de la generación distribuida. Fuente: ONS, Brasil.
Generación fuera de servicio
El principal impacto de la micro y migeneración distribuida es relativo a la carga del sistema, es decir, a la demanda que es efectivamente servida por la generación que está conectada a la red nacional brasileña y cuyo despacho esta bajo control del ONS, como las centrales hidroeléctricas, los parques de renovables o las usinas térmicas. El crecimiento de la MMGD esta desplazando a los generadores tradicionales durante el día, especialmente en las horas de mayor radiación solar. Ese desplazamiento podría llegar a casi 40.000 MW de capacidad de parques eólicos y solares fuera de servicio.
La carga mínima del sistema, el momento de menor carga servida por los generadores conectados al SIN, tradicionalmente se producía durante la madrugada del sábado al domingo. Sin embargo, con el importante aumento de la MMGD en los últimos años, esta ocurrencia se ha trasladado a los domingos, entre las 10 y las 13 horas, horario en el que la generación fotovoltaica contribuye significativamente a satisfacer la demanda del SIN.
El ONS estima que el crecimiento de la generación distribuida estará inclusive por encima del crecimiento de la demanda eléctrica, por lo que la carga mínima se reducirá aún más en los horarios de mayor radiación solar. A modo de ejemplo, el informe proyecta que la carga neta horaria mínima en un domingo de 2029 es del orden de 40.553 MW, la cual se produce a las 11:00 horas. Para alcanzar esa carga, el ONS recorta 39.160 MW de potencia de parques eólicos y solares para garantizar el equilibrio entre demanda y generación en el sistema y mitigar el riesgo de pérdida de control de frecuencia.
Cobertura de la demanda en 2029. Fuente: ONS, Brasil.
Líneas de transmisión ociosas
El otro impacto significativo del traslado de las cargas mínimas durante el día es un fenómeno de capacidad ociosa en las líneas de transmisión y la reducción de recursos de energía reactiva en el sistema, lo que introduce desafíos para mantener el voltaje de las subestaciones de la red nacional dentro de los rangos operativos.
El traslado de la carga mínima hacia las horas diurnas obliga a tomar una serie de medidas para mantener la frecuencia de la red. El ONS lo ejemplifica analizando el comportamiento del sistema en el día que se registró la menor carga mínima del 2024, que fue de 41.412 MW.
«Luego de agotar todos los recursos disponibles para el control de tensión, como desconectar bancos de capacitores, activar reactores, reducir la tensión en las unidades generadoras de las plantas y aumentar la absorción de potencia reactiva en los sistemas síncrono y estático compensadores, aún fue necesario desconectar 21 líneas de transmisión de la Red Básica, siendo 20 el número máximo de LT desconectadas simultáneamente«, indica el reporte. También fue necesario reducir 4641 MW de generación proveniente de parques eólicos y solares.
De esta forma, el segmento de transmisión eléctrica será muy impactado por el crecimiento de la MMGD. Las líneas de transmisión trabajarán más durante la noche que en las horas de mayor radiación solar. «En este escenario, dado que ha habido un crecimiento importante de la MMGD en los últimos años y que la proyección de expansión a futuro supera el aumento del consumo del SIN durante los períodos de carga mínima, se proyecta una reducción de la carga mínima neta en determinados momentos del día. Este escenario contrasta con la ampliación del sistema de transmisión, diseñado para atender la máxima demanda, ahora desplazado al horario nocturno», indica el reporte.
Impacto del MMGD en la curva de carga. Fuente: ONS, Brasil.
Las expectativas de crecimiento del sector energético y minero continúan traccionando a paso firme un sinfín de inversiones, tanto en las industrias relacionadas con ambos sectores, así como también en proveedores de insumos que lideran la oportunidad única que vive el país de generar infraestructura de primer nivel, soluciones de vanguardia y nuevos puestos de trabajo. En este contexto, CIMC Wetrans, el holding global especializado en sistemas de construcción modular, depósitos modulares y contenedores, experimentó un crecimiento sostenido apalancado en un plan de expansión que incluyó la incorporación de nuevos servicios y productos, así como también el desembarco en algunas de las plazas más estratégicas de nuestro país.
A las oficinas en Buenos Aires, enfocadas en dar respuesta a los proyectos corporativos, y en Córdoba, destinadas a atender la demanda del centro del país, se sumaron las de Salta y Neuquén, que desde la primera semana de diciembre comenzaron a funcionar con personal local.
Nuevas oficinas
En el caso de Neuquén, el nuevo showroom se encuentra en construcción en el Parque Industrial Río Neuquén, un entorno propicio para visualizar las soluciones que cubren los requerimientos de los proyectos de Oil&Gas, incluyendo por ejemplo el estratégico yacimiento de Vaca Muerta, según precisaron desde la firma.
Por su parte, la oficina de Salta Capital apunta a dar respuesta a las iniciativas de minería y energías renovables.
Soluciones
Dentro de todas sus soluciones que ofrece la compañía, se destacan la construcción modular a partir de módulos de alta gama o edificios modulares que apuntan a transformar zonas desérticas en ciudades 100% operativitas.
También, la construcción personalizada permanente o transitoria a partir de módulos habitacionales completamente nuevos y desmontables para proyectos que demanden campamentos, más de 150 tipos de contenedores que incluyen dry y reefers para almacenamiento de muestras, químicos y reactivos.
A su vez, los contenedores offshore y onshore para operaciones de exploración y producción de petróleo y gas en alta mar y contenedores que se integran con equipos que requieren sistemas de almacenamiento de energías renovables y generación de energía respaldando la transición hacia fuentes de energía limpias y sostenibles, que se suman a tanques para gas líquido refrigerado, trailers y semitrailers para todas las industrias.
Innovación
Además, a esta oferta de soluciones se suma el Autoparking System, una nueva división que trae al país la tecnología patentada por CIMC en estacionamientos robotizados.
Romina Parquet, Founder y CEO de CIMC Wetrans, aseveró: “En lo personal, espero que haya un verdadero cambio a partir de esta oportunidad. Ante todo, tenemos la posibilidad de generar trabajo en las provincias que necesitan un crecimiento poblacional y por consecuencia económico e impulsar una infraestructura que promueva una mejor calidad de vida capitalizando la competencia que propone el gobierno nacional para ser más exigentes, y por lo tanto mejores, en cuanto a los productos y servicios a ofrecer».
La ejecutiva aseguró: «Trabajamos para integrar nuestra industrialización de avanzada y ser parte de la modernización y sustentabilidad para nuestro país.”
Un contenedor por minuto
Respecto a las ventajas competitivas, desde la compañía informaron que en sus plantas modelos se produce un contenedor por minuto, un total de 1440 contenedores por día, los cuales se entregan nacionalizados, bajo certificantes internacionales. Esta capacidad de producción se suma a la rapidez de instalación y su viabilidad económica, remarcaron.
Respecto al balance de este año, Romina Parquet afirmó: “Este año tuvimos la oportunidad de demostrar quienes somos y la magnitud de todo que hacemos. En otras palabras, un holding multinacional que por sobre todo tiene la visión y la capacidad para traer a nuestro país la tecnología que aún no tenemos e integrarla a la mano de obra local, en cada una de las industrias y provincias que así lo requieran, a partir de la oportunidad que se abre por los proyectos vinculados al RIGI”.
Además, sostuvo: “Somos una empresa con una gran facilidad de adaptación a los cambios que apoya todo lo que implique crecimiento. La diversificación local y nuestros lanzamientos de productos ininterrumpidos responden a esta demanda actual y apuntan a brindar no sólo equipos confiables y de alta calidad sino también un servicio post apuntalado por un equipo local e internacional indispensable para lo que hacemos».
Por último, Parquet mencionó: «Nuestros 20 años de trabajo en conjunto con China avalan no solo la trayectoria de nuestras empresas sino mi compromiso con la comunidad China en honor al apoyo que nos han dado en todas las crisis y han sabido esperar este momento, nuestro momento”.
La producción de Vaca Muerta en 2024presentó un saldo positivo dado que en el año se llevaron a cabo 17.796 etapas de fractura en la formación con el objetivo de aumentar el nivel de actividad de los pozos. Esta cantidad representó un incremento del 20% en comparación con 2023, año en el que se alcanzó un total de 14.722 fracturas, un dato que resulta clave para medir la actividad económica del sector hidrocarburífero.
Durante el último mes de 2024, las operadoras realizaron 1.227 etapas de fractura, lo que marcó una baja del 21% respecto al mes anterior, según se desprende de un informe elaborado por el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello.
El nivel de actividad
En enero de 2023, se alcanzaron 1351 fracturas y en febrero 1348. En marzo la cifra llegó a 1643 y en abril se contabilizaron 1694 etapas. A su vez, en mayo las empresas realizaron 1572 fracturas.
La disminución de la actividad durante mayo estuvo vinculada a la movilización de un set de fractura de Halliburton. Se trata de un equipo -que habitualmente opera para Shell, Chevron y otras compañías- quehabía sido derivado para realizar el Pozo Maypa X-1 del proyecto Palermo Aike en Santa Cruz.
Incremento
En junio se alcanzó una cifra histórica en la cuenca Neuquina con un total de 1703 fracturas. En ese mes, YPF rompió su propio récord con 886 etapas y se convirtió en la principal operadora.
Asimismo, en julio se registraron 1658 etapas de fractura y en agosto 1465. Al mes siguiente, se alcanzaron 1403 y en octubre hubo una merma en el nivel de actividad y se llegó a un total de 1226. Por último, en noviembre se realizaron 1494 fracturas.
Halliburton fue la compañía de servicio con más punciones con un total de 428, seguida por Schlumberger, con 292. A estas dos empresas le siguieron Tenaris (262), Calfrac (162) y Weatherford (83).
Resultados y proyecciones
Delas 1.227 etapas alcanzadas en diciembre del año pasado, 711 fueron realizadas por YPF. En segundo lugar, se ubicaron Pan American Energy y Tecpetrol con 162 etapas cada una. Luego, Phoenix Global Resources con 100 etapas de fractura, Pluspetrol -que recientemente adquirió los activos de ExxonMobil en la formación- con 83 punciones y Vista con nueve.
Los resultados obtenidos en 2024 se alinearon con las proyecciones de los informes realizados durante el año por Fucello en los que se estimaba un total de 18.000 etapas de fractura, en línea con el objetivo de alcanzar en 2030 un millón de barriles de petróleo diarios extraídos de Vaca Muerta. Además, para este año se espera que haya un incremento de las etapas de fractura cercano al 37%, con un total de 24.000.
El gobierno convocará entre fines de este mes y comienzos de febrero a las audiencias públicas para avanzar con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de gas natural y electricidad. Si bien los cuadros tarifarios que surjan del proceso que están llevando adelante los entes reguladores se conocerá recién a fines de marzo, fuentes de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, indicaron que en ninguno de los casos el impacto del aumento en la boleta final que pagan los usuarios residenciales llegará al 10 por ciento. Para algunas distribuidoras gasíferas, incluso, la suba en la factura podría ser menor. En función de la política anti-inflacionaria que lleva adelante el Ministerio de Economía conducido por Luis ‘Toto’ Caputo, el incremento en las facturas que entrará en vigencia el 1º de abril de 2025 —tanto las de Edenor y Edesur, las únicas dos distribuidoras eléctricas que están bajo jurisdicción nacional, como la de todas las distribuidoras gasíferas, como Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre otras— se expresará en un dígito. La suba incluirá la actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD), el costo de transporte, el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) y los impuestos correspondientes. Los empresarios ya dejaron en claro que buscan avanzar con la RQT no tanto por el ajuste de tarifas pendiente sino para poder tener una previsibilidad a cinco años que les permita planificar sus inversiones. “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”, aseguró José Luis Manzano, presidente de Integra Holding, en el Energy Day organizado por EconoJournal a comienzos de diciembre.
Los aumentos que surjan de la RQT entrarán en vigencia a partir de abril.
En etapas
Las fuentes oficiales consultadas anticiparon, inclusive, que al final de la revisión podrá haber algunas empresas que presenten subas en sus cuadros tarifarios del orden del 3%, mientras que para otras esa proporción oscilará en torno a un 8% o un 9 por ciento. En el caso de las cifras más cercanas al 10% fijado como tope, se buscará desagregar los aumentos en distintas etapas aún no estipuladas. Además del ajuste que venga de la mano de la RQT, el gobierno seguirá autorizando incrementos mensuales en línea con la inflación para evitar que las tarifas se atrasen. Esos incrementos dependerán de la evolución general de los precios. Por ejemplo, ahora en enero la suba en las boletas de Edesur y Edenor será de 1,6% con un incremento del 4% en el VAD que reciben las distribuidoras. También queda pendiente el cambio en la política de subsidios que anticipó el gobierno, lo que podría derivar en incrementos mayores para quienes pierdan el beneficio. Todavía no hay precisiones, pero la intención oficial es que haya una tarifa social para los usuarios que necesiten la ayuda del Estado y el resto pague la tarifa plena. En la actualidad, en el caso de la electricidad, de los 16 millones de usuarios, unos 9,5 millones reciben subsidios, cerca del 60%. Entre los que reciben subsidios, 3,2 millones son Nivel 3 (clase media) y 6,2 millones son Nivel 2 (clase baja). Es de esperar que los N2 sigan subsidiados, aunque el esquema cambie, mientras que entre los N3 habrá quienes pierdan el subsidio y quienes queden contemplados dentro de la tarifa social.
Las empresas interesadas en exportargas natural licuado (GNL) argentinoaEuropa comenzaron a prestar atención a las derivaciones de una flamante directivaeuropeaen materia de ambiente y derechos humanos que regirá sobre todas las actividades económicas. La directiva establece que todas las empresas deberán notificar omedir las emisiones de nivel 3, forzando a los importadores de energía a conseguir información de las productoras de gas y petróleo que les abastecen. El tema ya generó una fuerte advertencia de Qatar, uno de los principales abastecedores de GNL.
La Unión Europea aprobó a mediados de 2024 la directiva de Diligencia Debida en materia de sostenibilidad corporativa (CSDDD por sus siglas en inglés). La medida, que deberá ser integrada a la legislación nacional de cada uno de los Estados miembros de la unión antes de julio de 2026, entrará en funcionamiento de forma escalonada e introducirá requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operen dentro de esta.
Específicamente, la directiva alcanzará a todas las empresas fuera de la Unión Europea que generen un «volumen de negocios neto en la Unión» de cómo mínimo de 450 millones de euros en cada año fiscal. Las empresas podrían recibir multas de hasta el 5% de sus ingresos anuales globales si no abordan los impactos adversos sobre los derechos humanos o el medio ambiente.
Presión sobre los importadores
La nueva normativa supondrá un gran desafío para la comercialización de hidrocarburos como el GNL en la Unión Europea. La forma en que los Estados adoptarán la normativa en sus legislaciones esta en plena discusión, aunque la principal responsabilidad recaería sobre los importadores en Europa.
«Lo que esta en discusión es que esa obligación se la van a poner a los importadores, que en general son las terminales de regasificación que están allá«, señaló a EconoJournal un directivo de una operadora involucrada en un proyecto de GNL en la Argentina.
Las emisiones de alcance 3 son una categoría de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o no están bajo su control. Por ejemplo, en el caso de una empresa dueña de terminales de regasificación, deberá tener información sobre las emisiones generadas en el upstream, en la licuefacción y en el transporte del producto por barco.
«La obligación va a ser al importador, eso es lo que se esta discutiendo sobre todo, y los importadores están preocupados porque no tienen los mecanismos o las herramientas para lograrlo«, explicó el directivo al tanto de la discusión sobre la normativa. «De qué manera puedo trackear esto para atrás, sea en el shipping, sea en la licuefacción en origen, en el transporte por gasoducto y upstream de la denominación de origen. Es lo que se preguntan porque no hay ningún sistema que lo certifique ni obligación sobre los vendedores a hacer estas mediciones», añadió.
La advertencia de Qatar
La nueva exigencia fue rechazada de plano por Qatar, el segundo país suministrador de GNL a Europa luego de Estados Unidos. El ministro de Energía de Qatar, Saad Sherida al-Kaabi, advirtió que cesará las exportaciones de gas natural a la Unión Europea si los países del bloque imponen sanciones en virtud de esta directiva.
«Si pierdo el cinco por ciento de mis ingresos abasteciendo a Europa, no abasteceré a Europa«, dijo el ministro al Financial Times. «No estoy mintiendo», añadió. Al-Kaabi, que también es director ejecutivo de QatarEnergy, dijo que la directiva sería inviable para empresas como QatarEnergy.
Desde el punto de vista de los importadores, los requisitos serían más difíciles de cumplir en lo que respecta al fluido importado desde EE.UU. «Los importadores en Europa estan más preocupados por Estados Unidos que por Qatar porque debe ser más dificil de lograr esto», concluyó la fuente.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) esta redefiniendo los alcances del proyecto CAREM en función del nuevo Plan Nuclear Argentino anunciado por el presidente Javier Milei. La conducción del organismo científico nuclear considera que el diseño del reactor prototipo de 32 MW de potencia eléctrica que se esta construyendo en Atucha presenta dificultades para avanzar hacia un reactor comercialmente viable. En función de ese análisis fue que se decidió comenzar a explorar otros diseños conceptuales de reactores modulares pequeños diferentes al CAREM, por lo que no se avanzará con el desarrollo previsto de una versión comercial de al menos 100 MW.
El presidente de la CNEA, Germán Guido Lavalle, brindó algunas definiciones sobre el futuro del proyecto CAREM en un discurso de fin de año transmitido internamente. Guido Lavalle ponderó que Milei envió al ecosistema nuclear el mensaje de diseñar reactores modulares pequeños (SMR por sus siglas en inglés) que sean comercialmente viables, un objetivo que no sería alcanzable con el diseño base del reactor CAREM, al que definió como «un reactor de demostración».
«Seamos honestos intelectualmente, no vamos a vender 50 CAREM, sabemos que no es así, que no es económicamente competitivo ese reactor. Basta pararse en frente de la obra para darse cuenta que eso no es un reactor modular pequeño», dijo el presidente de la CNEA en su alocución, vista por este medio.
«De nuevo, nuestra honestidad intelectual es que el CAREM es donde estamos aprendiendo a hacer reactores y el reactor del cual nos habla el presidente tiene que ser la evolución de ese concepto hacia un reactor que sea aceptado en el mundo, que uno pueda desarrollarlo y exportarlo», añadió.
Revisión Crítica de Diseño
La construcción del prototipo CAREM comenzó en 2014 en el predio nuclear de Atucha. El avance físico total de la obra se ubica en un 63,8%. La enorme mayoría de ese avance se explica por la obra civil del reactor, como la construcción del edificio de contención (prácticamente finalizado) y de instalaciones auxiliares. En lo que respecta a la fabricación de los componentes del reactor como el recipiente de presión y los generadores de vapor, estos presentan distintos grados de avance. «Se ha avanzado mucho en la obra civil y poco en los aspectos de la ingeniería», puntualizó Guido Lavalle.
Durante su alocución, el presidente de la institución ponderó los últimos avances en la ingeniería del reactor. «Se lograron las condiciones de presión y temperatura que permiten probar el sistema de posicionamiento de las barras de control. El hito importante para los que hacemos ingeniería nuclear es tener un sistema de posicionamiento de barras de control, nada menos. Entonces el trabajo que hemos encargado es avanzar en aquellos aspectos de ingeniería en los que no se avanzaron lo suficiente, poner los recursos allí. Habrá que cambiar las bombas y hacer otras cosas, pero se logró las condiciones de presión y temperatura, que son las condiciones operativas si uno quiere controlar un reactor», dijo.
La CNEA ya concluyó una Revisión Crítica de Diseño relativa a la ingeniería del reactor CAREM, explicada en su momento por el presidente de la institución en una entrevista con este medio. Guido Lavalle dijo que producto de esta revisión se podría ir a «re-trabajos en ciertos componentes que ya se estaban preparando», en declaraciones recientes a la revista Energía Nuclear Hoy.
Actualmente IMPSA y CONUAR están detrás de la fabricación de dos de los componentes críticos del reactor. La empresa mendocina de ingeniería está realizando el proceso de mecanizado del recipiente del reactor. Por otro lado, la empresa controlada por el Grupo Pérez Compac está fabricando los doce generadores de vapor que llevará el CAREM.
Otros diseños
El CAREM prototipo de 32 MWe (originalmente de 25 MW) es conceptualmente un reactor presurizado de agua liviana (PWR), el tipo de reactor más utilizado en el mundo. El diseño del reactor SMR recientemente patentado por la empresa INVAP también es un PWR. Sin embargo, la CNEA comenzó a explorar otros diseños conceptuales para reactores SMR.
Guido Lavalle encargó la elaboración interna de un documento de requerimientos para evaluar cuáles diseños conceptuales la CNEA podría adoptar y desarrollar para un SMR en función del know-how y las capacidades existentes en el país y las tendencias en el mercado, en la competencia y en la tecnología. «Recibí el primer borrador del documento, un brillante documento analizando las distintas tecnologías, si en la Argentina vamos hacer un reactor de sales fundidas o de sodio líquido. No pusimos ninguna instrucción, dijimos papel en blanco», dijo.
Los reactores de sales fundidas o de sodio líquido son conceptos de reactores de cuarta generación, una definición que agrupa a los diseños con tecnologías de vanguardia y/o con pocos antecedentes en el mundo.
La empresa generadora de energía MSU Energy logró pre-cancelar su bono internacional de US$ 600 millones con vencimiento el 1 de febrero de 2025. A su vez, a principios de mes, la compañía aseguró un préstamo sindicado de $222 millones de dólares, con vencimiento en octubre de 2027 y una tasa de interés del 8%, respaldado por los principales bancos privados y públicos: Galicia, ICBC, Santander, BBVA, Valores, Hipotecario, Nación, Provincia y Ciudad.
«Este logro ha sido posible gracias al significativo respaldo de la comunidad financiera, subrayando la reputación, transparencia y sólido historial de la empresa», aseveraron desde la compañía.
Nuevo bono
Además, la empresa que preside Manuel Santos Uribelarrea concretó la emisión de un nuevo bono internacional con vencimiento en 2030 por $400 millones al 9.75%. «Este bono recibió un fuerte respaldo tanto de bonistas existentes, que participaron canjeando su tenencia del bono 2025, como de nuevos inversores internacionales y locales», remarcaron desde la empresa.
Manuel Santos Uribelarrea, presidente de MSU Energy.
Pablo Ferrero, director ejecutivo de MSU Energy, destacó: “La exitosa pre cancelación de nuestro bono 2025 es un testimonio de la confianza que los inversores tienen en nuestra gestión y en la solidez de nuestra empresa».
El ejecutivo también precisó: “Este logro nos permite seguir optimizando nuestra estructura de capital y nos posiciona favorablemente para el futuro.”
Operación
MSU Energy opera una plataforma de generación de energía a gran escala con tres plantas de ciclo combinado. Frente a esto, desde la empresa marcaron que «la ejecución de la etapa de desarrollo y construcción de las plantas, que finalizó en 2020 con una inversión de $1,000 millones de dólares, seguida de una excelente performance operativa y el cumplimiento de sus obligaciones financieras durante años de extrema volatilidad macroeconómica, ha permitido a MSU Energy optimizar su estructura de capital con el reconocimiento y apoyo de la comunidad financiera local e internacional».
Hernán Walker, CFO de MSU Energy, expresó: “En los últimos cuatro años, a pesar de la gran volatilidad macroeconómica y las restricciones cambiarias, la compañía ha logrado reducir su deuda en $320 millones de dólares. Nuestro marcado compromiso con el cumplimiento de todas nuestras obligaciones comerciales y financieras ha sido fundamental para alcanzar estos resultados».
Asimismo, Walker detalló: «Estas transacciones nos han permitido alinear el perfil de nuestra deuda con nuestra generación de caja, minimizando el riesgo de refinanciación y alcanzando un costo promedio ponderado de capital del 9%.
«La refinanciación de MSU Energy es un hito significativo que destaca la capacidad de la empresa para gestionar la liquidez de forma responsable y adaptarse a las condiciones del mercado. Con una visión clara y un liderazgo sólido, MSU Energy está preparada para enfrentar los desafíos futuros y aprovechar las oportunidades en el sector energético», concluyeron desde la firma.
La empresa generadora de energía MSU Energy logró pre-cancelar su bono internacional de US$ 600 millones con vencimiento el 1 de febrero de 2025. A su vez, a principios de mes, la compañía aseguró un préstamo sindicado de $222 millones de dólares, con vencimiento en octubre de 2027 y una tasa de interés del 8%, respaldado por los principales bancos privados y públicos: Galicia, ICBC, Santander, BBVA, Valores, Hipotecario, Nación, Provincia y Ciudad.
«Este logro ha sido posible gracias al significativo respaldo de la comunidad financiera, subrayando la reputación, transparencia y sólido historial de la empresa», aseveraron desde la compañía.
Nuevo bono
Además, la empresa que preside Manuel Santos Uribelarrea concretó la emisión de un nuevo bono internacional con vencimiento en 2030 por $400 millones al 9.75%. «Este bono recibió un fuerte respaldo tanto de bonistas existentes, que participaron canjeando su tenencia del bono 2025, como de nuevos inversores internacionales y locales», remarcaron desde la empresa.
Manuel Santos Uribelarrea, presidente de MSU Energy.
Pablo Ferrero, director ejecutivo de MSU Energy, destacó: “La exitosa pre cancelación de nuestro bono 2025 es un testimonio de la confianza que los inversores tienen en nuestra gestión y en la solidez de nuestra empresa».
El ejecutivo también precisó: “Este logro nos permite seguir optimizando nuestra estructura de capital y nos posiciona favorablemente para el futuro.”
Operación
MSU Energy opera una plataforma de generación de energía a gran escala con tres plantas de ciclo combinado. Frente a esto, desde la empresa marcaron que «la ejecución de la etapa de desarrollo y construcción de las plantas, que finalizó en 2020 con una inversión de $1,000 millones de dólares, seguida de una excelente performance operativa y el cumplimiento de sus obligaciones financieras durante años de extrema volatilidad macroeconómica, ha permitido a MSU Energy optimizar su estructura de capital con el reconocimiento y apoyo de la comunidad financiera local e internacional».
Hernán Walker, CFO de MSU Energy, expresó: “En los últimos cuatro años, a pesar de la gran volatilidad macroeconómica y las restricciones cambiarias, la compañía ha logrado reducir su deuda en $320 millones de dólares. Nuestro marcado compromiso con el cumplimiento de todas nuestras obligaciones comerciales y financieras ha sido fundamental para alcanzar estos resultados».
Asimismo, Walker detalló: «Estas transacciones nos han permitido alinear el perfil de nuestra deuda con nuestra generación de caja, minimizando el riesgo de refinanciación y alcanzando un costo promedio ponderado de capital del 9%.
«La refinanciación de MSU Energy es un hito significativo que destaca la capacidad de la empresa para gestionar la liquidez de forma responsable y adaptarse a las condiciones del mercado. Con una visión clara y un liderazgo sólido, MSU Energy está preparada para enfrentar los desafíos futuros y aprovechar las oportunidades en el sector energético», concluyeron desde la firma.
Central Puerto, la principal generadora privada del país, anunció este viernes una inversión estratégica en el proyecto minero de litio Tres Cruces, ubicado en la provincia de Catamarca. Suscribió acciones equivalentes al 27,5% del capital social y los derechos de voto de 3C Lithium Pte. Ltd., sociedad de Singapur, la cual es titular del 100% de Minera Cordillerana, sociedad argentina que detenta los derechos mineros de Tres Cruces.
“Con esta iniciativa, Central Puerto reafirma su objetivo de convertirse en un actor esencial, como empresa argentina, en el desarrollo de la minería en el país y como protagonista en los desafíos que plantea la transición energética”, aseguró la compañía a través de un comunicado. Esta decisión se alinea con la visión de la compañía de focalizarse en industrias de exportación que muestran altas ventajas comparativas y de consolidarse como un actor clave en la cadena de valor de la movilidad eléctrica y las energías renovables”
Central Puerto ya había adquirido en abril un porcentaje minoritario de AraSilver Resource, una junior canadiense cuyo principal activo en la Argentina es el proyecto de oro y plata Diablillos, ubicado en la provincia de Salta. Aquella fue la primera inversión en el sector minero de esta compañía, cuyos principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany.
Hecho relevante informado a la Bolsa.
Tres Cruces
Tres Cruces está ubicada aproximadamente a 30 kilómetros de la frontera chilena y 154km de Fiambala. La compañía ya posee el 100% de un total de 27.540 hectáreas adyacentes al proyecto Tres Quebradas de la ex Neo Lithium Corp., ahora Zijin Corporation; y controla otras 50.000 hectáreas de áreas vecinas.
Los trabajos iniciales comenzaron en diciembre de 2023, con la consolidación de los derechos mineros con su epicentro en el Volcán Tres Cruces y el cono aluvial justo al lado del salar de Tres Quebradas. Los resultados preliminares de geofísica confirmaron una geología compartida con Tres Quebradas por lo que se esperan altas leyes y bajas impurezas.
«Esta inversión no solo representa un hito importante en la estrategia de crecimiento de Central Puerto, sino también una oportunidad única para impulsar el desarrollo de la región del sur de la Provincia de Catamarca”, aseguró Fernando Bonnet, Gerente General de Central Puerto.
“El proyecto “’3 Cruces”’ generará empleo de calidad para los habitantes de la región, fomentando el crecimiento económico y social. Además, como parte de este proyecto nos comprometemos a aportar toda nuestra capacidad para colaborar en llevar a cabo este proyecto de manera responsable, respetando el medio ambiente y trabajando en estrecha colaboración con las comunidades locales», agregó el ejecutivo.
Loginter, la compañía argentina dedicada a las soluciones logísticas, publicó su segundo Reporte de Sustentabilidad correspondiente al periodo comprendido entre abril de 2023 y marzo de 2024. “Este informe refleja el compromiso indiscutible de la organización en materia de mejora continua, y su impacto positivo en materia económica, social, y de cuidado del ambiente”, destacaron desde la empresa.
Entre los destacados del periodo, “Loginter presenta un crecimiento sostenido fortaleciendo su red nacional, al tiempo que continúa brindado valor en económico y social a través de la creación de empleo genuino en sus operaciones y en su cadena de valor con proveedores y clientes”, remarcaron.
Los resultados
En términos ambientales, la compañía reporta una reducción significativa en el consumo de recursos, optimizando el uso de energía en un 66%, y reciclando un 27% más de residuos propios de las operaciones logísticas.
En materia social, el informe marca una profundización de la estrategia de promoción de la capacitación y empleabilidad en las comunidades donde opera la empresa. En el periodo comprendido por el Reporte, Loginter brindó talleres de empleabilidad a más de 2000 jóvenes que buscan herramientas para insertarse al mercado laboral.
“Cabe destacar que el nuevo Reporte de Sustentabilidad fue elaborado de acuerdo con los estándares de la Global Reporting Initiative (GRI), una entidad líder en el establecimiento de directrices para la elaboración de informes de sostenibilidad a nivel mundial, e incorpora las recomendaciones de Sustainability Accounting Standards Board (SASB) para el sector, en relación con el análisis de materialidad”, informaron desde la compañía.
Desde la gerencia de Sostenibilidad de la compañía, Ruben Cabral afirmó que “la adhesión a los lineamientos GRI garantiza la transparencia de la información, proporcionando a nuestros colaboradores, clientes, proveedores, y a la comunidad en general, una visión clara de nuestro desempeño en áreas clave de sostenibilidad”. El ejecutivo agregó que “la sustentabilidad es un pilar fundamental para la compañía, y este informe refleja los esfuerzos y avances realizados en la búsqueda de un impacto positivo en el crecimiento de Loginter, el de la sociedad y el cuidado del ambiente”.
El informe completo está disponible en el sitio web oficial de la compañía.
“Sin aumentos tarifarios relevantes para el año que viene y con un dólar estable durante todo 2025, los subsidios en gas y electricidad deberían bajar de US$ 6.500 millones de 2024 a alrededor de US$ 4.000 millones en 2025”, aseguró Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía en Dínamo, el espacio audiovisual de debate energético que organiza EconoJournal. De este modo, la reducción sería casi del 40% y se sumará al fuerte recorte registrado durante este año, en el que bajó de US$10.000 a US$6500.
El descenso de los subsidiosenergéticos es porque el gobierno llevó adelante una fuerte recomposición del precio estacional de la electricidad y de gas natural hasta mediados de 2024. A este esquema de tarifas que se mantuvo todo el año se suma que las plantas compresoras del Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) comenzaron a estar operativas, lo que permitirá para 2025 transportar más gas natural y, de este modo, reducir sensiblemente la importación de barcos de Gas Natural Licuado (GNL).
Arceo, que compartió la mesa de Dinamo con Marina Dal Poggetto y Juan José Aranguren, también señaló que, en términos reales (contemplando la inflación), los aumentos en electricidad y gas natural durante este año se ubicaron entre un 30% y un 50%.
“Esta recomposición tarifaria permitió una cobertura del costo de la energía (por parte de los usuarios) del 84%. Esto no hubiera pasado con otro movimiento del tipo de cambio en el país durante este 2024”, explicó el titular de EyE.
Costo de generación y tipo de cambio
Este año hubo una corrección en los tres componentes que tienen las facturas: generación, que permite determinar el nivel de subsidios energéticos que tiene el país, el transporte y la distribución. Sobre esto, Arceo subrayó que “hubo una recomposición de tarifas en términos reales. Esos incrementos no fueron tan significativos, pero permitieron aumentar la cobertura de la trifa sobre el costo (el costo real de la energía)”.
Además, señaló que “en octubre, el precio estacional cubrió el 84% del costo de generación. Esto es por el abaratamiento estructural en el costo de abastecimiento producto del aumento de la capacidad de evacuación del gas natural de la cuenca Neuquina y, también, por un proceso muy importante de apreciación de la moneda. Es un país donde el costo de la energía está en dólares, la apreciación de la moneda genera un abaratamiento relativo de la energía”.
Por último, Arceo analizó otras variables relevantes para el escenario energético del próximo año, que tienen que ver con la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC). “Para adelante, el otro factor a corregir son los impuestos a los combustibles. Este año el gobierno dejó de recaudar US$ 2.000 millones por la no actualización de la alícuota. La desaceleración de la inflación permite ir aumentando de a poco estos impuestos y, de este modo, ir bajando esa brecha”.
Es decir, continuó Arceo, “fiscalmente el próximo año va a tener mucha relevancia la corrección del impuesto a los combustibles líquidos. En definitiva, estos impuestos van a poder financiar buena parte de lo que no se reduzcan los subsidios a la energía”.
New American Oil (NAO) realizó de la donación de un nuevo camión de bomberos al cuartel de Bomberos Voluntarios local de Plaza Huincul. El vehículo, marca Spartan, está equipado con tecnología de punta para el combate de incendios y la atención de emergencias, incluyendo: un tanque de agua con capacidad para 2800 litros, una potente bomba Waterous de 1500 GPM (galones por minuto), un monitor integrado, una torre de iluminación, según precisaron desde la compañía.
Esta donación representa una inversión significativa en la capacidad de respuesta del cuerpo de Bomberos Voluntarios de Plaza Huincul, permitiéndoles actuar de manera más rápida y eficiente ante cualquier eventualidad.
Impacto
«En New American Oil estamos profundamente comprometidos con las comunidades donde operamos. Creemos firmemente en la importancia de apoyar a quienes trabajan incansablemente por la seguridad de todos. Esta donación es una muestra tangible de nuestro compromiso y confiamos en que este nuevo camión será una herramienta invaluable para los Bomberos Voluntarios en su importante labor», destacaron desde la compañía.
Esta iniciativa se enmarca en la misión de New American Oil de contribuir al desarrollo y la seguridad de las comunidades donde tiene presencia. La empresa reconoce la crucial labor que realizan los Bomberos Voluntarios y busca fortalecer su capacidad operativa para el beneficio de todos los habitantes de Plaza Huincul.
YPF y Essential Energy firmaron un Memorándum de Entendimiento (MOU) para evaluar la factibilidad de desarrollar una biorrefinería en la provincia de Santa Fe.
El objetivo del proyecto es reutilizar las instalaciones de la refinería no operativa de YPF en la localidad de San Lorenzo, impulsando la producción sostenible de combustibles.
Desarrollo
Según precisaron desde la petrolera bajo control estatal: «Esta alianza estratégica se enmarcada en el proceso continuo de revisión del portafolio de YPF impulsado en su Plan 4×4 e implementado en 2024 que prioriza a la vez la sostenibilidad, rentabilidad y la creación de valor».
Essential Energy es una empresa líder en la elaboración y comercialización de biocombustibles de primera y segunda generación, así como de materias primas de origen vegetal y animal. Además, posee presencia en el mercado nacional e internacional.
«Este proyecto refuerza el compromiso de ambas empresas con el desarrollo de energías limpias y el cuidado del medio ambiente», destacaron desde las empresas.
Oldelval, la compañía dedicada al segmento de midstream, completó el llenado del oleoducto de 525 kilómetros del Proyecto Duplicar Plus, que va desde su estación de bombeo ubicada en Allen, Río Negro, hasta Puerto Rosales, en Buenos Aires. Se trata de una obra clave puesto que permitirá aumentar de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca neuquina hacia el Atlántico.
“Este nuevo logro, que se suma a los anteriores, como los cruces dirigidos del río Colorado (Rio Negro) y de Arroyo Parejas en Puerto Rosales (Buenos Aires) y la culminación de la etapa de soldadura del ducto, deja al Proyecto Duplicar muy cerca de su puesta en marcha. La carga total del ducto se vivió como un día histórico para Oldelval y sus colaboradores, que celebraron este avance que marca un antes y un después en su trayectoria profesional. Además, porque representa el esfuerzo, la dedicación y el trabajo en equipo”, destacaron desde la firma.
La carga
La carga del ducto se enmarca en el plan de puesta en marcha escalonada del proyecto Duplicar. Desde el inicio del llenado en septiembre de este año, el equipo de Oldelval trabajó de forma consistente en las cinco etapas de este proceso, según precisaron. “Cada fase requirió de la colaboración y el compromiso de todos los involucrados: la coordinación con los cargadores, la Secretaría de Energía de la Nación y el equipo de la Terminal de Oiltanking fueron actores fundamentales para alcanzar este importante objetivo”, expresaron desde la empresa.
El llenado es un paso necesario para poner en servicio el sistema de oleoductos y realizar su puesta en marcha definitiva. Para completar esta tarea fundamental, se necesitaron 170.000 m³ de crudo, suministrados por los cargadores que ingresan al sistema de oleoductos.
«El año que viene será un año bisagra. Para la Cuenca neuquina y para la industria en general porque una vez finalizada la obra del Proyecto Duplicar en marzo, los operadores, o sea nuestros clientes, podrán producir todo lo que se propongan. Sin restricciones”, remarcó Ricardo Hösel, CEO de Oldelval.
La iniciativa
El Proyecto Duplicar tiene como objetivo aumentar de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de Vaca Muerta. Con la obra en marcha, Oldelval pasará de transportar 36.000 m3/día de crudo a 86.000 m3/día, es decir, 50.000 m3/día barriles de petróleo adicionales por día.
Con Duplicar en funcionamiento, se podrán exportar 310.000 barriles por día, otorgar previsión a las compañías productoras, y generar ingresos significativos para el país.
La Asociación Argentina de Ingenieros Químicos (AAIQ) realizó la asamblea ordinaria de socios y anunció la elección de Néstor Farías Bouvier (CEO de SAPIN S.A. Business Consultants) como nuevo presidente de la institución por el próximo período. La elección se enmarca en un proceso participativo, consolidando el compromiso de la AAIQ con la representación de los ingenieros químicos a nivel nacional y su misión de promover el desarrollo profesional, académico y científico de la disciplina.
Durante dicho encuentro se trataron importantes temas para el desarrollo de la institución y se ratificó la elección de las nuevas autoridades que conducirán la entidad. Néstor Farías Bouvier expresó su agradecimiento por la confianza depositada en su persona y destacó que, durante su mandato, trabajará para fortalecer los lazos entre los profesionales del sector, fomentar la actualización tecnológica, y continuar con la promoción de la ingeniería química como un pilar clave para el desarrollo industrial y científico del país.
Néstor Farías Bouvier
Comisión directiva
La nueva Comisión Directiva que está presidida por el Ing. Farías Bouvier, quien asume el cargo para el período 2025-2026, cuenta con un fuerte compromiso en el crecimiento y la mejora continua del sector, y es un destacado empresario con trayectoria en los sectores privado y público, con un papel relevante en el desarrollo industrial, particularmente en el petroquímico. Entre su trayectoria se destaca: en el sector privado fue presidente y CEO de Petroquímica Bahía Blanca (en la actualidad Dow) y Coordinador General por el Ministerio de Defensa para la finalización de las plantas del downstream del Polo PBB y la ampliación de la capacidad de producir etileno con ingeniería y dirección del proyecto por la propia empresa. En la función pública fue secretario de Industria de la Nación en 1985 y asesor del jefe de Gabinete de ministros Rodolfo Terragno para el Plan del Bicentenario.
El nuevo vicepresidente, Ing. Jorge de Zavaleta, es referente en la industria petroquímica, con más de 37 años en el sector químico-petroquímico en Dow Chemical, ocupando puestos gerenciales y ejecutivos en áreas de producción, R&D, supply chain y comercial. Actualmente y desde 2015 es director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de Argentina (CIQyP®).
Además, como parte de la comisión directiva de la AAIQ, participan como directores titulares el Ing. Antonio Boustani, empresario en el sector alimenticio y ex subsecretario de Pymes,y el Ing. Héctor Ostrovsky, de amplia experiencia en la dirección, en Techint, de proyectos locales e internacionales y actual Consultor Sr de Techint. También, fue elegida como secretaria de la AAIQ, la Ing.Graciela González Rosas, que aporta una extensa trayectoria en la profesión por su paso como ex directora ejecutiva de APLA (Asociación Petroquímica Latinoamericana) y de amplia experiencia en la Industria Química y Petroquímica. Asimismo, fue primera coordinadora de la Red de Diversidad e Inclusión en la Industria Química.Como director suplente, el Ing. Lucas Bruera, responsable de RRII de la UNL – Facultad de Ingeniería Química (FIQ) Santa Fe, e aportará a las relaciones de la entidad con las principales facultades de ingeniería química.
En este sentido, es fundamental continuar y fortalecer la presencia internacional alcanzada gracias al sólido trabajo realizado por la Comisión Directiva anterior. En 2023, bajo la presidencia del Ing. Oscar Pagola y la participación del Ing. Rubén Maltese, como director de actividades, se logró la exitosa realización del Congreso Mundial y Americano de Ingenieros Químicos. Este reconocimiento resalta la relevancia del legado de sus predecesores, quienes establecieron las bases para consolidar y ampliar la presencia internacional alcanzada, remarcaron.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, informó que el próximo 27 de diciembre convocará a sesiones extraordinarias de la Legislatura para tratar un nuevo acuerdo de prórroga hidrocaburífera para el área Estación Fernández Oro (EFO), el principal bloque gasífero de la provincia, que era operado por YPF y que recientemente fue adquirido por la petrolera independiente Quintana Energy bajo la órbita del Proyecto Andes. El acuerdo -que incluye inversiones por US$ 91,8 millones – habilita a Quintana Energy y dos subsidiarias como nuevas concesionarias, tras la autorización de cesión de los derechos y obligaciones sobre la concesión de explotación por parte de la petrolera bajo control estatal, aprobada por Decreto N°525/24.
Si bien Quintana Enegy había adquirido el bloque en agosto, el proceso sufrió demoras puesto que este traspaso incluye que la gobernación de Río Negro autorice la extensiónde la concesión de explotación de Fernández Oro por otros 10 años, dado que el contrato vigente expira en 2026.
En base a esto, Weretilneck expresó: “Estamos asegurando el desarrollo de nuestros yacimientos petroleros convencionales con nuevos contratos que garantizan inversión, producción y trabajo para los próximos años”.
El mandatario provincial indicó que “el plan no se detiene: antes de fin de año y en los primeros días de enero, avanzaremos con dos nuevas concesiones para cubrir todos los campos convencionales y maduros. Esto nos permite proyectar un horizonte de 10 años con importantes inversiones destinadas a evitar el declino y a potenciar la producción en nuestros yacimientos tradicionales”.
RENOVAMOS LAS CONCESIONES HIDROCARBURÍFERAS DE RÍO NEGRO
Estamos asegurando el desarrollo de nuestros yacimientos petroleros convencionales con nuevos contratos que garantizan inversión, producción y trabajo para los próximos años. La @LegislaturaRN aprobó por unanimidad el…
Según precisaron desde la provincia, el acuerdo está orientado a garantizar el desarrollo sostenido del área. “Este bloque, ubicado en el corazón del Alto Valle en la zona rural de Allen, estratégico para el suministro de gas natural en la región y el país, contará con nuevas inversiones en infraestructura, remediación ambiental, además de aportes económicos destinados al fortalecimiento social e institucional”, destacaron.
Desarrollo
Las nuevas operadoras se comprometieron a realizar 12 perforaciones -2 en firme y 10 contingentes- 22 trabajos de workover (ocho en firma y 14 contingentes) a ejecutarse entre 2025- 2031.
El acuerdo también contempla un bono de prórroga de US$ 2.500.000 a ser abonado en pesos tras la ratificación legislativa del acuerdo y también US$ 500.000 destinados a programas sociales.
A su vez, se realizarán inversiones en torno a los US$ 25.000 a US$ 50.000 anuales, para capacitación e investigación, según la producción del área. Y se destinarán US$ 100.000 para atender pasivos ambientales existentes.
El acuerdo prevé un aporte complementario del 3% de la producción mensual de petróleo y gas. “Esto asegura un beneficio continuo para la Provincia sin representar una carga adicional a la ya establecida”, remarcaron.
Impacto
Desde la petrolera liderada por Carlos Gilardone aseguraron: “En Quintana Energy estamos preparados para afrontar los desafíos de esta nueva etapa con una visión a largo plazo. Nos enfocaremos en implementar un plan de inversiones robusto para potenciar la productividad del área, generar oportunidades de desarrollo económico y social en la provincia, y gestionar las cuestiones medioambientales con responsabilidad y sostenibilidad”.
A su vez, remarcaron que: “El próximo 27 de diciembre, la Legislatura de Río Negro tratará la prórroga de esta concesión. Estamos entusiasmados de avanzar junto a la provincia en el fortalecimiento de su matriz energética”.
Estación Fernández Oro
EFO, un bloque que está emplazado en el ejido municipal de Allen, una localidad frutícula lindera a la provincia de Neuquén. En la actualidad, produce unos 900.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas y 230 metros cúbicos (m3/d) de petróleo, según datos de mayo de la Secretaría de Energía. A mediados de la década pasada fue uno de los grandes campos gasíferos de YPF.
Aprobación
En línea con el objetivo de desarrollo, la Legislatura de Río Negro también aprobó en los primeros días de diciembre un proyecto de ley impulsado por el Poder Ejecutivo que ratifica el acuerdo entre la provincia y la empresa Vista Energy para extender la concesión de tres áreas hidrocarburíferas por diez años.
El acuerdo fue por tres áreas estratégicas: Entre Lomas, 25 de mayo Medanito y Jagüel de los Machos, con la meta de revalorizar los recursos productivos de la provincia, obtener recursos genuinos y maximizar la producción de los pozos petroleros.
Donald Trump dijo que Europa debe elegir entre importar más gas natural licuado y petróleo de los Estados Unidos o enfrentar la posibilidad de pagar aranceles. El presidente electo de los EE.UU. argumentó que los intercambios energéticos deberían compensar el rojo comercial que el país mantiene con el conjunto de naciones que integran la Unión Europea. Se espera que la futura administración republicana otorgue nuevos permisos de exportación de GNL tras la publicación de un esperado reporte del Departamento de Energía que advierte sobre los efectos de las exportaciones en los precios internos y las emisiones, pero que no concluye con un llamado explícito a prohibirlas.
Trump utilizó el viernes su cuenta en Truth Social para decir que Europa debe importar más energía de los EE.UU. para compensar su superávit comercial en bienes. «Le dije a la Unión Europea que deben compensar su tremendo déficit con Estados Unidos mediante la compra a gran escala de nuestro petróleo y gas», dijo el presidente electo. «De lo contrario, ¡¡¡son ARANCELES hasta el final!!!», añadió. El líder del Partido Republicano prometió durante la campaña presidencial que aplicará aranceles sobre las importaciones.
La oficina de estadísticas de la UE, Eurostat, indica que los Estados Unidos suministraron el 47% de las importaciones de GNL y el 17% de las importaciones de petróleo de la Unión Europea en el primer trimestre de 2024. Las exportaciones de crudo a Europa ascienden a más de dos millones de barriles diarios, lo que representa más de la mitad de las exportaciones totales de EE.UU.
Trump quiere un mayor saldo favorable en la balanza energética de EE.UU. con el resto del mundo, para lo cual creará el Consejo Nacionalde Energía, una nueva estructura pensada para alcanzar una «dominancia energética» frente al mundo basada principalmente en los hidrocarburos.
La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, había sugerido que una forma de disuadir al presidente electo de los Estados Unidos de imponer nuevos aranceles es que la Unión Europea compre más GNL estadounidense para reducir su dependencia del GNL ruso. “¿Por qué no sustituirlo por GNL estadounidense, que es más barato para nosotros y reduce nuestros precios energéticos? Es algo que podemos debatir, también en lo que respecta a nuestro déficit comercial”, dijo von der Leyen.
Permisos de exportación de GNL
El Departamento de Energía (DOE por sus siglas en inglés) publicó esta semana un estudio actualizado sobre las exportaciones de gas natural licuado de EE.UU. El reporte determinó que grandes aumentos en las exportaciones de GNL provocarían un aumento de los precios internos del gas natural, pero no llamó a establecer límites duros sobre las exportaciones, un tema que la industria venía siguiendo de cerca a partir de la suspensión temporal en el otorgamiento de nuevos permisos de exportación.
La administración del demócrta Joe Biden impuso a principios de año una pausa temporal en el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL. La titular del área energética, Jennifer Granholm explicó que la Ley de Gas Natural obliga al gobierno federal a aprobar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. «Hacemos un estudio periódico para determinar si las cosas han cambiado, qué es de interés público, cómo debemos avanzar», dijo Granholm en marzo en el CERAWeek en Houston.
Los proyectos de GNL necesitan de un permiso del Departamento de Energía para poder exportar gas licuado a países que no tienen un Tratado de Libre Comercio con EE.UU. Ningún país de la Unión Europea tiene un acuerdo de ese tipo.
La pausa impuesta no afectó las exportaciones previamente aprobadas, sino que se aplicó a las solicitudes de exportación pendientes y futuras. El DOE lleva otorgados permisos equivalentes a 48.000 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) de gas natural para exportación, que representa casi la mitad de la producción nacional actual. De esa capacidad aprobada hay en funcionamiento 14 Bcf/d y se están construyendo otros 12 Bcf/d. Los restantes 22 Bcf/d no han asegurado una decisión final de inversión (FID) para comenzar la construcción. Estados Unidos exportó el año pasado 86 millones de toneladas de GNL. Cada tonelada equivale a 48.7 Bcf de gas.
El nuevo estudio sugiere que para 2050 las exportaciones de GNL podrían aumentar los precios internos del gas en más de un 30%, suponiendo volúmenes de exportación de más de 56.000 millones de pies cúbicos por día, más de cuatro veces los niveles de exportación vigentes. Granholm comunicó que en base a estas proyecciones «aumentarían los costos para el hogar estadounidense promedio en más de 100 dólares más por año para 2050».
El gobierno anunció la creación de un Consejo Nuclear Argentino para impulsar el desarrollo de reactores modulares pequeños de diseño y tecnología nacional y la minería de uranio con proyección de exportación de combustible nuclear. Los anuncios fueron encabezados por el presidente Javier Milei y el jefe de asesores del presidente, Demian Reidel, además del acompañamiento del director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi. Reidel anunció que se avanzará con un proyecto modular en el complejo nuclear Atucha, aunque no especificó si se trata del proyecto CAREM o de un diseño nuevo. EconoJournal reveló esta semana que INVAP esta explorando el desarrollo de un reactor modular compacto de 300 MW de potencia eléctrica a partir de un diseño patentado recientemente.
En un mensaje grabado y difundido en la noche del viernes por redes sociales, Reidel enfatizó que el nuevo Plan Nuclear Argentino girará en torno a la provisión de energía para proyectos de datacenters de inteligencia artificial con reactores modulares pequeños (SMR por sus siglas en inglés) de diseño y tecnología nacionales. «Argentina no sólo está preparada para liderar esta revolución energética, sino que lo hará con tecnología 100% argentina. Desarrollada por nuestros ingenieros nucleares, quienes son reconocidos entre los mejores del mundo, este proyecto no es solamente un avance tecnológico, es un orgullo nacional«, dijo, sin especificar un diseño o tecnología en particular.
«El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR en el predio Atucha. Aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA, y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una alta probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear. Este hito no solamente asegurará nuestra soberanía energética, sino que también nos permitirá replicar este éxito en el territorio nacional y exportar esta tecnología al mundo», añadió.
A su turno, Milei dijo que Reidel será el responsable del Plan Nuclear Argentino y ponderó los beneficios de la energía nuclear. «Nuestras abundantes reservas de energía que son necesarias para abastecer cualquier desarrollo de inteligencia artificial. Pero el potencial de desarrollo en inteligencia artificial es tan inmenso que con la energía convencional no va a alcanzar para abastecer esta nueva demanda. Por eso estamos convencidos que se va a generar en el mundo entero un resurgimiento de la energía nuclear. Porque a pesar de las incontables campañas de desprestigio que algunas fundaciones internacionales han montado, la energía nuclear es la única fuente lo suficientemente eficiente, abundante y rápidamente escalable para hacerle frente al desarrollo de nuestra civilización«, dijo el presidente, flanqueado por Reidel y Grossi.
Consejo Nuclear Argentino
El Consejo Nuclear Argentino será liderado por Reidel, quien estará acompañado por el jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos, el ministro de Defensa, Luis Petri y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle. La creación de un consejo nuclear fue adelantada por este medio, que pudo saber que el foco estará puesto en obtener financiamiento para el desarrollo de reactores SMR.
El jefe de asesores de Milei, que no tiene aún un cargo formal en el Estado, ponderó los potenciales beneficios de los reactores SMR frente a las centrales nucleares grandes, de 1000 MW o más. «Estos SMR representan un avance sustancial frente a los modelos tradicionales, ofreciendo mayor flexibilidad, menores costos iniciales y la posibilidad de instalarse en ubicaciones más diversas, pero lo que verdaderamente distingue a esta tecnología es su origen. No la importamos, no dependemos de terceros, es una invención argentina, forjada en nuestros laboratorios, diseñada por nuestras mentes más brillantes y construida con nuestra determinación», dijo.
Reidel y Grossi firmaron un acuerdo para que el OIEA respalde a la Argentina en el desarrollo de los reactores SMR. «Con más de 70 años de experiencia, Argentina es un importante contribuyente al avance de la tecnología nuclear pacífica. Juntos, fortaleceremos la infraestructura, la seguridad y la innovación para garantizar energía limpia y confiable ante las demandas tecnológicas emergentes», dijo Grossi.
Encantado de firmar un acuerdo hoy en Buenos Aires con @dreidel1, tras el anuncio del Presidente @jmilei sobre el plan nuclear de Argentina. Ampliaremos la colaboración entre @IAEAorg y en #SMRs para satisfacer las demandas energéticas de centros de datos y IA. pic.twitter.com/ANVIj7M77a
Mientras que el primer paso del plan nuclear será desarrollar al menos un reactor SMR de tecnología y diseño nacionales, Reidel explicó que el segundo paso será el impulso de minería de uranio, además de la exportación de combustibles nucleares.
«En una segunda etapa, desarrollaremos las vastas reservas de uranio que posee nuestro país. Esto no solamente cubrirá nuestra demanda doméstica, sino que posicionará a la Argentina como un exportador de elementos combustibles de alto valor agregado, consolidando nuestra presencia en los mercados internacionales», dijo el principal asesor del presidente Milei.
La consultora Economía & Energía que dirige Nicolás Arceo detalló en su último informe que la balanza comercial va a arrojar un superávit de US$ 7580 millones en un escenario base que podría trepar a US$ 7950 millones en un escenario optimista. A su vez, para 2030 esas cifras podrían trepar a 18.706 millones y US$ 24.934 millones, respectivamente. Esos datos fueron tomados como punto de partida durante el cuarto episodio de Dínamo, el espacio audiovisual de debate energético que organiza EconoJournal para analizar el escenario energético que se viene.
“El 2023 fue un año bisagra. De acá a lo que resta de la década, salvo que pase algo muy excepcional, el sector energético va a ir incrementando y mejorando el superávit comercial año a año. Manteniendo la tasa de expansión del último año a nosotros nos está dando un superávit comercial a 2030 en torno a los US$ 19.000 millones”, remarcó Arceo quien sostuvo que se parte de un base se supéravit de la balanza comercial que este año podría oscilar entre los US$ 5300 millones y los US$ 5400 millones.
“El escenario base supone mantener la misma tasa de crecimiento de la producción del último año para adelante lo que implica un crecimiento bastante significativo en los niveles de inversión, centralmente porque la producción no convencional declina fuertemente después del año y medio de operación. Es un escenario que lo que considera es que se mantiene la tasa de producción de petróleo del último año, se proyecta hacia 2030 y eso te da en 2030 una producción de 1.250.000 barriles diarios, de los cuales un millón son producción no convencional. Y lo que estamos suponiendo en esa proyección es que se mantiene el nivel de exportación de gas natural a los países de la región en los niveles actuales y que ingresa una terminal licuefactora estilo el proyecto de Pan American y Golar en el año 2028”, explicó Arceo.
Nicolás Gandini: –¿Son 2,5 millones de toneladas de GNL?
Nicolás Arceo: –Son 2,45 millones de MTPA de capacidad, pero la planta funciona 8 meses al año. Por lo tanto, lo que se termina exportando es bastante menos.
Nicolás Arceo, titular de la Consultora Economía y Energía
Nicolás Gandini: –Es un escenario base bastante conservador.
Nicolás Arceo: —Es un escenario base donde lo que estás suponiendo es que ingresa Oldelval el año que viene e ingresa Vaca Muerta Sur a comienzos de 2027.
Gustavo Lopetegui: –-Y supone crecimientos de la producción de petróleo muy importantes, cada vez más difíciles de conseguir por el nivel de inversión que hace falta.
Nicolás Arceo: —Ese es el punto. Cuando decís que se mantiene la tasa de producción para adelante parece fácil, pero lo que necesitás es un nivel de inversión incremental bastante significativo.
Nicolás Gandini: –¿Cuánto se invierte en upstream?
Nicolás Arceo: –Ese escenario base implica que vas a tener que ir incrementando el enganche de pozos aproximadamente un 30% respecto del promedio de enganche de pozos de los últimos 12 meses. No es lineal con inversión porque depende cómo evoluciona el costo del pozo tipo, pero da una idea de la magnitud del incremento de la producción para llegar a ese escenario base. Y un comentario que lo hablábamos con Juanjo (Aranguren) antes de ingresar acá: el núcleo de esa balanza comercial es petróleo. El impacto de gas natural lo vamos a tener una vez que tengamos una terminal de exportación de gran escala con más de 10 MTPA de capacidad.
Nicolás Gandini: –Pero esa planta no está en este escenario.
Nicolás Arceo: –No, en este escenario base no lo consideramos.
Gustavo Lopetegui: –A mí me suena optimista la tasa de crecimiento del petróleo. Estás tomando correctamente los últimos 18 meses, que fue el record.
Juan José Aranguren: –YPF está invirtiendo con sus socios US$ 2800 millones dedicados a exportación. Lo mete en el RIGI como un proyecto especial de infraestructura con beneficios adicionales. Es Vaca Muerta Sur. Es en dos etapas, pero debería estar para 2027. Son 700 mil barriles. Unos 100 mil barriles día a US$ 70 son US$2500 millones. Si lo multiplicás por siete, por los 700 mil barriles de exportación, estás hablando de US$17.500 millones. La proyección que hace es conscientemente conservadora. Lo más importante de lo que plantea Nico (Arceo) es que el 85% va a venir por petróleo y 15% va a venir por gas. Lo que venga por gas va a venir en la primera mitad de la próxima década. No es ahora.
Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía durante la Presidencia de Mauricio Macri
El aporte del Estado
Nicolás Gandini: –¿Qué puede hacer el Estado en este escenario para ayudar?
Gustavo Lopetegui: –El Estado tiene que bajar el riesgo país y ordenar la macroeconomía. En todo lo demás ya está el privado.
Juan José Aranguren: –Creo que es válida la pregunta. Con ese nivel de inversión, la regalía que va a recibir una provincia es casi de US$ 2000 millones. Sería bueno que el Estado provincial vaya teniendo en cuenta cómo mejorar el nivel de infraestructura, que es lo que hoy está limitando los niveles de inversión.
Julián Gadano: –Algo están haciendo. No soy abogado defensor de las provincias, pero la comunicación con Vaca Muerta está mejorando significativamente. Están anunciando inversión concreta para el corto plazo. Hoy la provincia tiene una agenda que no tenía antes.
Juan José Aranguren, ex ministro de Energía
Sumar a los fertilizantes a la agenda
Gustavo Lopetegui: –Yo dije que el escenario planteado me suena optimista, pero si no soy tan optimista en lugar de ir a los 19 millones de superávit energético en 2030 te irás a US$ 15.000 millones. El 85% de eso es petróleo. Ahora, a mí me gustaría que de cada cinco veces que alguien dice LNG que esté obligado a decir fertilizantes una vez. Esto va a generar un saldo comercial enorme, pero no mucho empleo local.
Nicolás Gandini: –YPF tiene un anteproyecto de Profertil cerrado hace 8 años.
Gustavo Lopetegui: –Me gustaría que le pongan tantas ganas como le ponen al LNG.
Nicolás Gandini: –Nico (Arceo), ¿y qué proyecciones tenés de la balanza energética para los próximos años?
Nicolás Arceo: –La proyección para el año que viene nos da mucho más baja de lo que estuvo circulando en los últimos días. A nosotros nos da entre US$ 7500 y US$ 8000 millones de superávit en el escenario base. Parece poco, pero es un crecimiento muy grande porque este año vamos a cerrar en US$ 5300 millones. Es un muy buen escenario. Y nos da casi US$ 10.000 millones de superávit de la balanza comercial en 2026. Tenés un crecimiento fuerte de las exportaciones, pero también tenés cierta recuperación en el precio de importación del GNL y de gasoil. Las importaciones no van a bajar tan sustantivamente como bajaron este año. Por eso la cuenta nos da US$ 7500 millones el año que viene y cerca de US$ 10.000 millones en 2026.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
El programa completo se puede ver en el siguiente link.
Pluspetrol informó que ejecutó su opción para ser accionista en el proyecto Vaca Muerta Sur, en sociedad con YPF, PAE, Pampa y Vista. Esta iniciativa implica la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros que conectará Allen con Punta Colorada, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques y almacenaje. El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil.
Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión en la cuenca neuquina, Pluspetrol sumará así capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios. A su vez, Vaca Muerta Sur complementará otras vías de transporte de crudo que permitirán que la Argentina aumente considerablemente sus exportaciones de petróleo en los próximos años.
Pluspetrol se unió a YPF, PAE, Pampa y Vista. en Vaca Muerta Sur.
Esta participación requerirá una inversión aproximada de US$ 3000 millones. La misma se financiará con aportes de los socios junto con financiamiento externo, a concretar durante el año 2025. Se espera que comience su operación comercial durante el primer semestre de 2027.
“De esta forma, Pluspetrol se consolida como protagonista del sector energético, guiado por su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones”, destacó la empresa en un comunicado difundido este jueves.
La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr US$ 15.000 millones de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de US$ 20.000 millones.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) colaboró con la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), en la realización de un informe estratégico que plantea diversos escenarios a futuro sobre la demanda de insumos químicos derivados del creciente desarrollo de la industria minera del litio en el país.
Este informe, del cual participó TAGING (empresa argentina que brinda servicios diferenciales de diseño, auditoría y mejora de procesos para la Industria del Litio), que se enmarca en el análisis de las proyecciones de crecimiento de la minería del litio, examina cómo las inversiones en este sector y la expansión de la producción de litio impactarán directamente en la demanda de productos químicos clave. Dichos insumos son esenciales tanto para la extracción como para el procesamiento del litio, y son de particular relevancia para la industria química y petroquímica nacional.
El informe
El informe también analiza los desafíos y las oportunidades que enfrentarán las empresas del sector químico y petroquímico argentino para abastecer este aumento en la demanda, destacando la necesidad de fortalecer la infraestructura industrial y promover la innovación tecnológica en el ámbito de la producción de insumos para la minería.
La directora ejecutiva de CAEM, Alejandra Cardona, señaló que “el crecimiento de la industria minera del litio es una gran oportunidad para la Argentina, y el sector químico tiene un rol fundamental en este proceso. Este informe es clave para identificar los pasos a seguir para optimizar la integración de ambos sectores, generando valor agregado y empleo local«.
Por su parte, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®, enfatizó que “la industria química y petroquímica del país está en una posición estratégica para proveer los insumos que necesita la minería del litio, y es fundamental que trabajemos de manera conjunta para asegurar que el crecimiento de este sector se traduzca en desarrollo económico sostenible para la Argentina«.
Litio
La producción de litio en la Argentina ha mostrado un notable aumento en los últimos años. En 2023, la producción alcanzó las 45,94 mil toneladas de litio, medido en carbonato de litio equivalente (LCE), lo que representó un crecimiento del 31% respecto al año anterior.
Además, en el primer semestre de 2024 la Argentina se posicionó como el 4to productor de litio a nivel global, ya que la producción superó las 31 mil toneladas LCE, lo que refleja un incremento aún mayor del 63% en comparación con el mismo período de 2023. Este incremento es un claro indicio del fuerte crecimiento de la industria minera del litio en el país, que sigue ampliando sus capacidades operativas y atrayendo nuevos proyectos.
Es importante destacar que la minería de litio en salmueras es una industria intensiva en procesos químicos. Según S&P Capital IQ, los reactivos representan en promedio el 48% de los costos de producción del carbonato de litio en Argentina, lo que convierte a los insumos químicos en el principal costo operativo de la minería del litio. Por lo tanto, la industria química se posiciona como un actor clave en la competitividad del sector minero de litio, ya que su capacidad para abastecer de manera eficiente estos insumos será determinante para el éxito y la sostenibilidad de la actividad.
En un contexto de crecimiento de la producción, el presente trabajo busca dar cuenta de las necesidades de insumos químicos, requerimientos técnicos y la capacidad de abastecimiento local. La calidad de la producción local de insumos químicos será un factor determinante para alcanzar los altos estándares de pureza que demanda la minería de litio, un aspecto crucial para mantener la competitividad del sector.
Además, dado que los insumos químicos representan el principal costo operativo en la minería del litio, la capacidad de la industria química local para ofrecer productos de alta calidad a precios competitivos será clave para el desarrollo de la industria minera en Argentina. En este sentido, la estrecha colaboración entre ambos sectores, el minero y el químico, será fundamental para asegurar el éxito de los proyectos de litio en el país.
El desarrollo de la minería de litio en Argentina aumentará la demanda de insumos químicos, que para su producción en la zona del NOA requerirá acceso a recursos críticos que van desde la energía eléctrica, gas natural y el agua hasta una adecuada disponibilidad de mano de obra altamente calificada. Estas condiciones son esenciales para asegurar la viabilidad y sostenibilidad de los proyectos mineros en el NOA y otras regiones. La competitividad de estos proyectos dependerá en gran medida de la capacidad de Argentina para ofrecer un entorno favorable para el desarrollo de inversiones.
Este análisis en conjunto de CAEM, CIQyP® y TAGING mediante el informe refleja la visión compartida de los sectores involucrados en torno a las potencialidades del litio, y abre la puerta a nuevas oportunidades para el sector industrial y empresarial argentino, según destacaron.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron un Project Development Agreement (PDA, por sus siglas en inglés) para el desarrollo de Argentina LNG, el megaproyecto para la licuefacción de gas de Vaca Muerta para su exportación a los mercados mundiales. El acuerdo entre las petroleras se cerró en La Haya, Países Bajos.
A partir de la firma, las compañías se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase de la iniciativa Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Con el ingreso de Shell, finalizó la participación de Petronas como socio de YPF. Aun así, ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers.
Impacto
Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA). Frente a este escenario, Marín expresó: “Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Como pionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a la Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo”.
“YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL. El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos”, destacaron desde la petrolera.
El proyecto
Argentina LNG es un proyecto de licuefacción de gas natural de gran escala que se desarrollará con los recursos de Vaca Muerta. Comenzará con dos unidades de licuefacción flotantes y luego ampliará su capacidad con la construcción de una planta modular terrestre, en dos fases, que estará ubicada en la localidad de Sierra Grande, Río Negro, con una capacidad de 10 Mtpa.
La obra comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos de 580 kilómetros de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en la ciudad rionegrina, en las costas del Océano Atlántico.
Impulso
Uno de los ejes del Plan 4×4 que impulsa Marín es que YPF enfoque su actividad en Vaca Muerta. Es por esto que desde la compañía decidieron fortalecer su portfolio en gas especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG.
Respecto a esta decisión, esta semana la compañía confirmó también que cerró la compra de Sierra Chata, el último activo que poseía ExxonMobil en Vaca Muerta. Se trata de un yacimiento con muy buena productividad de shale gas operado por Pampa Energía, compañía a su vez posee el 45,55% del capital social.
La empresa de retail Pardo abrió un nuevo local en Añelo para suministrar sus productos a las empresas que operan en Vaca Muerta. La nueva sucursal forma parte del plan que posee la compañía de abastecer a la industria y ocupar un rol clave como proveedor de servicios.
El nuevo local está ubicado sobre la Ruta Provincial N°7, en el Complejo Nuevo Añelo. Su inauguración oficial se realizará este miércoles 19 de diciembre a las 18:00 y habrá sorteos para todos los que se acerquen a la apertura.
El objetivo de Pardo, que tiene presencia en Buenos Aires, Neuquén, Río Negro, Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos y San Luis a través de 75 sucursales, es garantizar la venta de electrodomésticos y artículos para el hogar y también, con sus productos, acompañar el crecimiento del sector energético y corporativo. Es por esto que la firma ha desarrollado un departamento especializado con el fin de atender la demanda de mobiliarios y tecnología en módulos habitacionales y oficinas, sobre todo en áreas vinculadas a la industria petrolera.
Gustavo López, gerente general de Pardo, expresó: “Cuando llegamos a Neuquén, hace ya dos años, nos quedamos sorprendidos por el nivel de actividad que había en la zona. Hoy estamos muy contentos por el desempeño. Analizamos que la zona oeste estaba creciendo y buscamos oportunidades. En la actualidad, Añelo es la ciudad de mayor crecimiento en lo que es la densidad de población. Se están registrando muchas inversiones y hay un crecimiento económico muy importante. Y consideramos que ser pioneros como casa de retail nacional desembarcando allí era una gran posibilidad”.
El gerente general de Pardo consideró que el desarrollo que se está registrando en Añelo es impresionante. “Queremos ser un proveedor estratégico y suministrar diferentes productos como herramientas, colchones, línea blanca, motos, bicicletas, productos de tecnología, para que los trabajadores de la industria puedan encontrar en sus trabajos lo más parecido a un hogar”, aseguró López.
Llegada a Añelo
El referente de Pardo precisó que el desembarco en Añelo surge de un plan diseñado por la compañía en sintonía con diferentes sectores. En ese sentido, López detalló: “Tenemos acuerdos con nuestros proveedores. Nuestro centro de distribución se encuentra en Pergamino, Buenos Aires, pero hemos sellado alianzas con ellos para que nos puedan entregar los productos en Añelo y así acelerar el proceso logístico y poder tener la distribución asegurada”.
“Añelo no tenía una solución tan integral como esta. Para los locales y la industria, tener una casa de retail en la zona es fundamental. Las empresas estaban acostumbradas a solicitar los productos que ofrecemos desde Neuquén o Buenos Aires y debían afrontar los gastos logísticos. Hoy nosotros podemos solucionar eso. Tenemos stock suficiente para poder abastecer a Vaca Muerta. Vamos a desarrollar acuerdos corporativos. Estamos evaluando la posibilidad de que se puedan desarrollar cuentas corrientes para que las compañías puedan retirar productos y encontrar el mejor medio de pago”, indicó López.
Marcos Galián, responsable de Comunicación, Marketing y Nuevos Proyectos de Pardo para la Patagonia, quien expresó: “Es muy importante lo que está logrando Pardo en la región del Alto Valle y ahora también en Vaca Muerta, como marca líder del sector de venta en electrodomésticos, tecnología y muebles para el hogar. Además, ahora sumamos un nuevo departamento de negocios corporativos, algo totalmente nuevo en la zona que nadie había desarrollado. También, un punto de venta estratégico en Añelo, sobre ruta provincial N° 7. Se trata de un complejo armado para que las empresas se puedan stockear de la mercadería que les haga falta”.
Sinergia e impacto
El encargado de Comunicación y Marketing exhibió que en los10 días que lleva abierto el local ya se acercaron cuatro operadoras y más de 30 empresas de servicios del sector de Oil&Gas para poder equipar sus empresas con cocinas, aires acondicionados, termotanques y hasta neumáticos. “En poco tiempo ya nos posicionamos y eso, a su vez, da cuenta de la necesidad que hay en el sector”, aseveró.
Galián también contó: “Tuvimos una reunión con el intendente de Añelo, Fernando Banderet, quien se mostró muy contento con la inversión realizada”. También adelantó: “Sellamos un compromiso de acompañamiento para las acciones que llevará adelante el Municipio. Nuestro objetivo es colaborar. Por eso, en los próximos días vamos a donar algunos artículos a quienes más lo necesiten. Sabemos del impacto que vamos a tener en la zona, y como decimos con el equipo de Pardo nacional: ‘Llegamos para equipar Vaca Muerta con lo último en tecnología y muebles para la industria del Oil&Gas’«.
Innovación: el bot que utiliza Inteligencia Artificial
Como parte de su plan de expansión, Pardo ha incorporado a MANU. Se trata del primer bot con inteligencia artificial en un eCommerce argentino. La herramienta está diseñada para interactuar con los clientes. Cada usuario puede realizar comparaciones entre los diferentes productos disponibles que ofrece la empresa, tener información detallada, saber las opciones de pago y promociones a través del intercambio con MANU.
Asimismo, el bot proporciona asistencia en tiempo real para consultas sobre el estado de las compras y facilita la obtención de créditos personales de manera segura y ágil.
López detalló cómo fue el proceso de incorporación de MANU en la web de Pardo y aseguró: “Fuimos uno de los primeros que pudimos incorporar la Inteligencia Artificial en la web. MANU ha aprendido y puede solucionar cualquier consulta que se le haga. Hace recomendaciones entre los requerimientos del cliente. Es una experiencia de compra totalmente diferente. Se complementa con los asesores de venta que tenemos en cada una de nuestras sucursales. El retail está pasando por un momento de transformación y, si bien, las sucursales siguen teniendo un lugar importante, el avance del ecommerce es innegable”.
Los planes de incremento de la producción de los cuantiosos recursos no convencionales de gas y petróleo almacenados en la formación Vaca Muerta, anunciados por las distintas compañías operadoras, traen aparejados importantes desafíos técnicos a toda su extensa cadena de valor. Dentro de este marco, y con el objetivo de aportar a la eficiencia, productividad y sustentabilidad de las operaciones, el martes 10 de diciembre, Moto Mecánica Argentina, empresa industrial argentina con 95 años de trayectoria en el país, llevó a cabo en la ciudad de Neuquén una Jornada Técnica donde se presentaron y debatieron distintas estrategias y soluciones en el manejo y control de arena en las operaciones de los yacimientos no convencionales.
La Jornada comenzó con la presentación de las distintas tecnologías de uso en los yacimientos shale de Estados Unidos, llevada a cabo por Jake Feil, ingeniero mecánico, presidente y CEO de la empresa SandPro, con base en Dakota del Norte. El Ing.Feil cuenta con una vasta experiencia en el manejo de arena, el control de presión y la protección de la integridad de las instalaciones de superficie.
También participó Jason Pitcher, geólogo y director de desarrollo técnico de Kayros Resources, basado en Houston, Texas. M.C. Pitcher ha liderado diversas operaciones alrededor del mundo y actualmente está enfocado en el desarrollo de soluciones tecnológicas en completación e instalaciones de superficie, sectores donde la digitalización y la automatización cumplen un rol fundamental.
Soluciones
Pablo Pasquinelli, responsable de proyectos de desarrollo de soluciones de automatización de MMi, división de Innovación de Moto Mecánica Argentina, mostró casos concretos de soluciones autónomas desarrolladas especialmente para operaciones en Vaca Muerta, controladas y operadas a distancia.
Participaron de esta jornada profesionales de las empresas operadoras más importantes de la cuenca neuquina, quienes enfrentan en su trabajo diario los desafíos que presentan el desarrollo de los yacimientos no convencionales respecto de la integridad y eficiencia de las instalaciones de producción.
Entre las conclusiones del debate técnico, se destacó la necesidad de una mirada integral del proceso de mitigación de arena a lo largo de las distintas etapas de producción de cada pozo, la importancia del estudio de la arena retenida en cada etapa, el balance entre la eficiencia y los costos de las soluciones a implementar, y las posibilidades que surgen de la incorporación de nuevas tecnologías de automatización digital en los procesos.
La Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y la Dirección de Estadísticas Provinciales (DPE) del Ministerio de Economía de la provincia de Buenos Aires presentaron los resultados de la primera Encuesta Provincial de Consumo Energético para Uso Residencial (EPCER 2023) con el objetivo de conocer las condiciones de acceso y uso de la energía de los bonaerenses para diseñar políticas que impulsen el uso consciente y eficiente de los recursos estratégicos. De los principales resultados, se desprende que el 94,9% de los hogares de la Provincia tienen una conexión formal a la red eléctrica. También, que las conexiones informales tuvieron una mayor presencia en partidos del Gran Buenos Aires que en el Interior de la Provincia
La encuesta se realizó sobre una muestra de 10.000 viviendas distribuidas a través del territorio bonaerense que permitió obtener resultados no solo de la población provincial en su conjunto, sino de los 16 dominios estadísticos en forma individual.
Resultados
En cuanto a la electricidad, se relevó que el 30,6% de los hogares bonaerenses tiene equipamiento para la conservación de más de 10 años de antigüedad. En los últimos 12 meses, un 23,1% de los hogares registró algún evento de riesgo.
El 43,4% de los hogares usa un equipo de aire acondicionado para la refrigeración de ambientes y el 55,9% utiliza artefactos eléctricos para la calefacción de ambientes. A su vez, el 52,4% de los hogares emplea artefactos eléctricos para la cocción mientras que el 98,4% tiene equipamiento eléctrico destinado a la conservación de alimentos.
El 90,2% de los hogares con acceso a electricidad usa algún artefacto para el lavado y secado de ropa y el 37,2% emplea artefactos eléctricos para el calentamiento de agua.
Respecto al gas, en la Provincia el 66,1% de los hogares accede al gas de red, el 63,5% de los hogares con este tipo de suministro usa artefactos para la calefacción de ambientes y el 95,2% de los hogares con acceso a gas de red utilizan artefactos destinados a la cocción. Además, el 77,1% de los hogares emplea equipamiento que funciona con gas de red para el calentamiento de agua.
Desde la Provincia destacaron que “se buscó conocer las pautas de consumo poniendo foco tanto en el uso habitual de la energía, tanto en los meses de invierno como de verano. Además, se relevó información acerca de la antigüedad de los electrodomésticos, de manera tal de poder estimar el consumo de energía por hogar».
Como se señaló, el objetivo del trabajo es que los resultados sirvan de base para determinar políticas públicas vinculadas a la eficiencia energética y diseñar indicadores de pobreza y vulnerabilidad energética. “Esta encuesta nos permite salir de la idea de que la tarifa es la única variable para mejorar el consumo. A partir de conocer cómo son los consumos, se pueden diseñar políticas que puedan colaborar con un consumo más eficiente. Se trata de la constitución de una línea de base para conocer pautas y hábitos de consumo de la energía focalizando en los distintos momentos del año”, aseguro el Subsecretario de Energía Gastón Ghioni.
Más estadísticas
De la encuesta, se desprende que de la totalidad de hogares que accedían al gas, el 33,9% utiliza gas envasado. El 15,6% de los hogares que utiliza este tipo de gas emplea algún artefacto de calefacción que funciona con esta energía y el 91,9% de los que usan gas envasado emplean artefactos para la cocción de alimentos.
En lo relacionado con las dificultades respecto el acceso a los servicios y confort, se conoció que un 15% de los hogares con conexión formal a la red eléctrica había tenido algún retraso en el pago del servicio. A su vez, entre los hogares que accedían al gas de red, el 9,4% había tenido retraso en el pago del servicio.
Un 7,4% tuvo un cese en el acceso a alguna fuente energética (electricidad o gas) debido a dificultades económicas. Más de la mitad de los hogares, el 50,8%, había realizado la solicitud para mantener los subsidios energéticos, y el 66,3% de las viviendas lograba mantener adecuadamente la calefacción durante el invierno.
La encuesta
Según precisaron desde la Provincia, para la realización de la encuesta se optó por un relevamiento con entrevistas directas administradas por un encuestador (cara a cara) mediante una aplicación de un dispositivo móvil en el entorno del Open Data Kit (ODK), un software de código abierto que permitió recopilar, administrar y usar datos en entornos con recursos limitados, sin conexión con dispositivos móviles en áreas remotas, pudiendo acceder al envío de los datos a un servidor cuando la conectividad a Internet estuviera disponible.
El desarrollo del entorno de gestión y del formulario digital corrieron por cuenta de la Dirección Provincial de Estadística (DPE), en tanto que en el diseño conceptual intervinieron equipos de la DPE, de la Subsecretaría de Energía y del Instituto de Investigaciones y Políticas del Ambiente Construido, de la Universidad Nacional de La Plata.
El cuestionario quedó estructurado en 17 bloques temáticos. Los dos primeros indagaron sobre las características habitacionales y el suministro energético de la vivienda. Los bloques subsiguientes buscaron relevar información sobre el equipamiento doméstico destinado a distintas funciones y a caracterizar su uso cotidiano.
A su vez, un bloque de preguntas apuntó a relevar información sobre la seguridad de la instalación eléctrica de la vivienda y la calidad del suministro eléctrico. Por último, la encuesta relevó información sociodemográfica sobre los componentes del hogar.
El trabajo fue diseñado por la Subsecretaría de Energía y la Dirección Provincial de Estadísticas y contó con la colaboración de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), el Instituto de Investigaciones y Políticas del Ambiente Construido (IIPAC) de la Universidad Nacional de La Plata y con financiamiento del Banco Mundial en el marco del Programa de Redes de Protección Social BIRF 9007-AR. Su diseño logró representatividad a nivel provincial y de dominios de estimación, permitiendo estimar los principales costos energéticos y reflejar la diversidad en cuanto al acceso, la utilización y la calidad del consumo energético en la provincia de Buenos Aires.
El foco central fue conocer los hábitos de consumo, la eficiencia energética (poniendo el eje en características edilicias, antigüedad del equipamiento en los hogares), así como también conocer los eventos de riesgo eléctrico en la provincia de Buenos Aires.
Para acceder al informe completo y visualizar los datos interactivos ingresar a:
YPF cerró la compra de Sierra Chata, el último activo que poseía ExxonMobil en Vaca Muerta, tal como había adelantado EconoJournal en octubre. Se trata de un yacimiento con muy buena productividad de shale gas operado por Pampa Energía, compañía a su vez posee el 45,55% del capital social.
Según precisaron desde la petrolera bajo control estatal: “Esta adquisición forma parte de la estrategia de la compañía de enfocar su actividad en Vaca Muerta al fortalecer el portfolio de YPF en gas especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG”.
Transacción
YPF compró el 100% de la sociedad dueña de la participación de ExxonMobil Argentina y Qatar Energy en la concesión no convencional. Esta transacción se dio luego de que la petrolera norteamericana cambiara su estrategia inicial, que en un principio contemplaba el poder desprenderse de sus siete áreas en Vaca Muerta, hasta que luego decidió vender por separado la participación accionaria en el campo Sierra Chata.
Pampa era el gran candidato a quedarse con el porcentaje del campo que estaba en manos de ExxonMobil, pero desistió por no querer convalidar el precio de compra. Es por esto que YPF comenzó a tomar más fuerza para poder adquirir ese bloque a fin de apuntalar su proyecto de exportación.
El área
Sierra Chatase encuentra ubicada a 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén y cuenta con una superficie de 864 kilómetros cuadrados. YPF era la única petrolera de las que estaban en carrera que tenía interés en adquirir un campo eminentemente gasífero como este. Esto es así porqueTecpetrol, con Fortín de Piedra; Pluspetrol, con La Calera, y PAE, con Aguada Pichana Oeste-Aguada de Castro, ya cuentan con reservas de gas a largo plazo. En tanto que Vista está concentrado hoy en la producción de shale oil.
Otras áreas
Los otros seis activos petroleros que operaba ExxonMobil en Vaca Muerta fueron adquiridos por Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina. La compra fue por una cifra que supera los US$ 1700 millones eincluyó participaciones mayoritarias en bloques estratégicos ubicados en Vaca Muerta, entre los que se destacan: Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas.
A su vez, gracias a esta compra de activos la compañía – controlada por accionistas locales que no cotiza en bolsa- obtuvo el 21,3% de las acciones en el oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina.
La Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, está dinamizando una agenda de temas diversos entre los que figura una novedad absoluta en el sector eléctrico: la instalación, por primera vez en la Argentina, de baterías de almacenamiento para reforzar el sistema de generación de energía. El área energética del gobierno, que responde al viceministro Daniel González, está preparando una licitación con el objetivo de montar baterías por unos 500 megawatt (MW) de potencia en la red eléctrica del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privadas y gubernamentales.
La iniciativa incluye una segunda novedad: si bien está previsto que la compulsa la realice Cammesa, la empresa mixta que se encarga del despacho de energía, el offtaker (es decir, el comprador) del almacenamiento estará en cabeza de Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que operan en Capital Federal y el Gran Buenos Aires. Cammesa tendrá un rol como garante en última instancia de los contratos, pero por decisión del gobierno ya no será el offtaker —como sucedió en los últimos 20 años con distintos licitaciones para ampliar el parque de generación eléctrica (resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017 y RenovAr, entre otras)—, sino que se buscará que el proceso para instalar baterías sea la punta de lanza para propiciar la recontractualización entre privados (distribuidoras y generadores) a fin de reconstituir el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Parque de baterías de almacenamiento en Chile.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, técnicos de Cammesa y funcionarios de otras dependencias del Estado están redactando el pliego licitatorio y el modelo de contrato con la intención de lanzar oficialmente la compulsa en enero de 2025. Se contratarán baterías con capacidad de almacenar energía por cuatro horas de consumo. Restan definir, sin embargo, algunos puntos importantes como cuál será el precio máximo de la energía —que se remunerará por la potencia instalada en términos de dólares por MW-mes— que se incorporará en el pliego y dónde estarán instaladas las unidades de almacenamiento. Está definido que será en el AMBA, porque es la región con mayor debilidad estructural para cubrir los picos de demanda eléctrica en el verano, pero aún no está consensuado con Edenor y Edesur en qué subestaciones de 33 kilovolt (kV) o dónde estarán montadas las baterías. Para repagar la instalación de las unidades de almacenamiento, se buscará cumplir con el principio de pass through, de manera tal que las distribuidoras no ganen ni pierdan dinero por la instalación de baterías en sus redes. Eso implicaría la creación de un cargo diferencial para cubrir los costos de operatoria que se desprendan de la licitación que llevará adelante Cammesa.
Ventajas
El gobierno de Javiern Milei se inclinó por avanzar primero con una licitación para instalar baterías para luego, dentro del primer semestre de 2025, fijar los lineamientos para que a medida que se cumplan algunos hitos para avanzar con la apertura del MEM (como por ejemplo la liberación de la compra de combustibles para los generadores), los privados puedan acordar por su cuenta la instalación de nuevas centrales térmicas y de energías renovables.
Las baterías cuentan, además, con algunas ventajas adicionales como la velocidad en la instalación —las unidades de almacenamiento podrían estar disponibles en 12 o 18 meses, mientras que las centrales térmicas demandan más de 24 meses— y una mayor facilidad para conseguir la aprobación medioambiental de los proyectos, dado que no existe contaminación sonora ni de emisiones. Además, ocupan menos espacio que una usina y pueden estar instaladas en contenedores en múltiples lugares como por ejemplo parques industriales sin interferir la vida urbana.
Oscar Scarpari, CEO de Techint Ingeniería y Construcción, remarcó el enorme potencial que posee la Argentina en cuanto a los depósitos de cobre y las diversas iniciativas que existen en el país con el objetivo de aprovecharlo de cara a la transición energética. Esto es así puesto que el cobre se presenta como uno de los minerales críticos para impulsar la electromovilidad, lo a su vez puede apalancar el desarrollo industrial del país. En ese sentido, el ejecutivo de Techint E&C trazó un paralelismo entre lo que implica para los proveedores el desarrollo de alguno de los proyectos que están en cartera con el trabajo que demandó Fortín de Piedra, el yacimiento insignia de gas no convencional que posee Tecpetrol en Vaca Muerta, en el marco del 23º Seminario ProPymes.
El referente de Techint E&C aseguró que del 2025 al 2035 el mundo va a necesitar agregar 10 millones de toneladas a la oferta de cobre y que los proyectos que existen en la Argentina- entre ellos: Taca-Taca, MARA, El Pachón, Josemaría, Los Azules, entre otros- sumarán un millón y demandarán un nivel de inversión de más de US$ 20.000 millones de capex. “Toda la cadena de valor va a sufrir un estrés. Fortín de Piedra es una instalación que requirió el esfuerzo de todo el sistema para poder ser llevado a cabo. Necesitó 13.000 m3 de hormigón estructural y cualquier mina de cobre precisará 143.000 m3, 10 veces más. Fortín significó 1.700 m2 de edificios y una mina de cobre va a requerir 151.000 m2 en ese concepto. Mucho más que este yacimiento que fue un proyecto que nos estresó a todos”, consideró Scarpari.
Oscar Scarpari, CEO de Techint Ingeniería y Construcción
Comparación y contribución
El CEO de Techint Ingeniería y Construcción también mostró que Fortín de Piedra requirió 500.000 m3 en lo que refiere al movimiento de suelos para su ejecución, mientras que una mina de cobre va a necesitar de un total de 40.000.000 de m3 para su puesta en marcha. En cuanto a estructuras metálicas, el yacimiento de shale gas precisó de 1.500 toneladas, mientras que cualquier proyecto de cobre precisará de 33.000 tn y 1.200.000 metros de cable, en comparación con los 475.000 metros con los que contó Fortín, según detalló Scapari.
El ejecutivo de Techint explicó que, al igual que en el yacimiento de shale gas, los proveedores podrán contribuir para el desarrollo del cobre en la Argentina en lo que refiere al armado de estas estructuras metálicas, la maquinaria y vehículos, los recipientes, tanques, armado de campamentos, tratamiento de agua, catering, transporte y en lo relacionado con las subestaciones y salas eléctricas para dinamizar el desarrollo del sector.
¿Qué necesita Argentina para que los proyectos de extracción de cobre avancen?
Scarpari analizó que, además del esfuerzo por parte de toda la cadena de valor, los proyectos mineros precisan que se garanticen ciertas condiciones. “No basta con el Régimen de Inversiones para la Minería (RIGI). La eliminación del cepo cambiario es absolutamente necesaria para atraer inversiones, además de garantizar un flujo de divisas que permita el pago de deudas y dividendos. Estamos hablando de niveles de inversión muy altos, con proyectos que demoran entre tres y cuatro años en ejecutarse, demoran tiempo en madurarse, pero que podrían transformar la realidad del país”, puntualizó.
En esa línea, el referente de Techint mostró que los proyectos del país comparten un título con minas de alta producción en Chile, como Escondida, que genera el 5% del cobre mundial. No obstante, advirtió que, del otro lado de la cordillera, en la Argentina, la producción sigue siendo nula por lo que resulta necesario impulsar medidas que permitan superar las barreras y que eliminen las restricciones cambiarias.
“El mundo necesita sumar 10 millones de toneladas de cobre en los próximos 10 años. Una gran parte de las minas del lado chileno tiene más de 50 años de antigüedad, y el porcentaje de cobre extraído está disminuyendo. En cambio, los yacimientos del lado argentino tienen un mayor contenido de cobre, lo que representa una gran oportunidad”, advirtió Scarpari.
Potencial
El directivo afirmó queChina podría seguir incrementando su demanda de cobre y que la transición energética requiere cobre tanto para la distribución de la energía como para la estabilización de las redes. Esto es así porque los centros energéticos suelen estar alejados de los centros de consumo.
Además, detalló que otra gran fuente de demanda proviene de la inteligencia artificial, los centros de datos y el blockchain. “Estamos hablando de proyectos que responden a una demanda mundial creciente. La Argentina cuenta con el potencial y con la calidad del mineral para aprovechar esta oportunidad”, aseveró Scarpari.
Por último, indicó que el principal productor de cobre a nivel mundial es Latinoamérica, con Chile y Perú como los mayores centros de extracción. “Si bien en la actualidad la Argentina, que en su momento tuvo una significativa producción de cobre, ahora no produce nada, el aumento proyectado en la producción mundial posiciona a Chile, Perú y la Argentina como grandes productores en el mediano y largo plazo. Los proyectos que existen son transformacionales para las regiones donde se desarrollan y requieren muchos años de maduración, exploración y estudios”, concluyó.
Chevron Argentina confirmó su apoyo al gobierno de la provincia de Neuquén, mediante la colaboración con iniciativas de salud, educación y empleabilidad. En alianza con el Ministerio de Salud provincial, la petrolera concretó la donación de una torre de laparoscopía, una necesidad del sistema de salud por la creciente demanda que genera la expansión demográfica en la provincia, como parte de su compromiso con la comunidad y con el desarrollo de la industria, según informaron.
Además, la empresa apoyará el desarrollo de cursos de empleabilidad en la industria, en el marco del programa Emplea Neuquén, implementado por el Ministerio de Trabajo y Desarrollo Laboral.
El programa ofrece formación para personas en situación de desempleo, en este caso para que puedan capacitarse como amoladores y operadores de máquinas viales. Dichas capacitaciones serán dictadas por la Fundación Pilares de Añelo.
Crecimiento
Como parte de su plan para acompañar el crecimiento de la provincia, Chevron Argentina donó 50 computadoras, que serán destinadas para uso del personal a cargo de la implementación, en el marco del programa de Becas Gregorio Álvarez.
“Como pioneros en Vaca Muerta, estamos orgullosos de apoyar al gobierno de la provincia de Neuquén en estas iniciativas que buscan fortalecer prioridades para el desarrollo social y productivo de la provincia y de su gente como son la empleabilidad, el acceso a la salud y la educación de los habitantes”, expresó Dante Ramos, gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para América Latina.
Por último, desde la compañía aseveraron: “El compromiso de Chevron con las comunidades en las que opera es de larga data y se ha enfocado en su apoyo a organizaciones y autoridades, para identificar necesidades, diseñar propuestas y coordinar esfuerzos en proyectos que mejoren la calidad de vida de las personas, con foco en educación, acceso a la salud y desarrollo económico.
Dioxitek negociará con Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) un nuevo contrato de suministro de dióxido de uranio que le permita realizar inversiones para mantener operativa su planta en Córdoba. La inversión necesaria asciende a un valor de US$ 14 millones y se ejecutaría a lo largo de cinco años, según pudo saber EconoJournal. El contrato será fundamental para sostener en el mediano plazo la producción en una planta que es estratégica para el suministro de combustible para Nucleoeléctrica, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares.
Las empresas negociaron hace poco más de un mes una adenda al contrato vigente, mejorando la tarifa que Nucleoeléctrica abona a Dioxitek por el servicio de conversión de concentrado de uranio a dióxido de uranio. La estatal Dioxitek importa el concentrado de uranio y entrega el producto convertido a la empresa Conuar, encargada de la fabricación final de los elementos combustibles para las centrales atómicas.
La adenda firmada duplicó la tarifa de conversión por kilo de dióxido de uranio abonada por NA-SA y es retroactiva a enero de 2024, según comentó el presidente de la generadora estatal, Alberto Lamagna, en la reunión anual de la Asociación Argentina de Tecnología Nuclear (AATN).
La empresa arrastraba una deuda de 4000 millones de pesos de la gestión pasada. La mejora en la tarifa permitirá solucionar la urgencia económica en la que se encontraba la empresa, aunque deberá ser rediscutida para poder afrontar obras vitales para la operación en la planta de Córdoba, según indicaron desde Dioxitek ante una consulta de EconoJournal. Las empresas negociarán un contrato nuevo este mes, con miras a una reactivación de la producción en febrero.
La inversión total necesaria para que la planta pueda operar por al menos una década más asciende a 14 millones de dólares, a ejecutar en distintas obras a lo largo de cinco años, aunque el grueso de la inversión se concentrará durante 2025. «Con una tarifa mas razonable, el resultado económico de la compañía permite perfectamente direccionar los recursos a garantizar la producción en el tiempo y cumpliendo los estándares exigidos por la Autoridad Regulatoria Nuclear», afirmaron desde la compañía.
Planta de Dioxitek en Alta Córdoba.
Planta en Córdoba y NPU
La operación en la planta radicada en la ciudad capital de Córdoba continuará por varios años más, al menos mientras se resuelve el futuro de la nueva planta de conversión de dióxido de uranio en Formosa, cuya construcción esta virtualmente paralizada por falta de financiamiento estatal. El gobierno había incluido a Dioxitek en el listado de empresas estatales a ser abiertas al capital privado en la versión original de la Ley de Bases, pero finalmente fue retirada de la versión final, dando
El parque nuclear argentino demanda 230 toneladas de dióxido de uranio por año, más un poco de uranio enriquecido importado, que se mezcla con el dióxido para producir combustibles con uranio levemente enriquecido (ULE) para la central Atucha I. La planta de Córdoba tiene una capacidad de producción nominal de 120 toneladas anuales, lo que obliga a importar una parte del dióxido.
El proyecto de Nueva Planta de Uranio (NPU) de Dioxitek en Formosa permitiría una producción de aproximadamente 280 toneladas, más que suficiente para cubrir toda la demanda actual. Complementariamente con la planta de Córdoba, podrían abastecer la producción necesaria en caso de construirse una nueva central de uranio natural y agua pesada. Por otro lado, habría un ahorro de 50 toneladas anuales en el consumo de dióxido si se avanzara con el proyecto para que Atucha II también utilice combustible ULE.
Por el momento el proyecto en Formosa quedó virtualmente paralizado por falta de financiamiento nacional. «Despidieron a todo el personal de la gerencia de NPU, ya se había echado a la mitad y ahora terminaron por despedir al resto», señaló una fuente con conocimiento del tema.
En su informe de gestión presentado al Senado en noviembre, el jefe de gabinete,Guillermo Francos aseguró que el gobierno no tomó decisiones para detener el proyecto. «El Ministerio de Economía aclara en primer término, que se está avanzando en los Proyectos de la Nueva Planta de Uranio (NPU) y en un plan de inversiones para continuar operando la Planta de Producción de Dióxido de Uranio ubicada en la Ciudad de Córdoba», señaló Francos en el reporte.
«Durante la gestión anterior de Gobierno, en el mes de septiembre del 2023 se dejaron de recibir partidas de parte de Tesoro de la Nación, por lo que el ritmo de la obra de la NPU se ha disminuido y DIOXITEK se encuentra en una situación deudora con algunos proveedores; sin embargo, las obras se mantienen activas, y se están haciendo las inversiones y tomando todos los recaudos para que esta ralentización no perjudique la infraestructura y los equipos existentes en la NPU», añadió.
Importaciones de uranio
Por otro lado, Dioxitek informó este jueves que canceló la deuda remanente que mantenía con la firma kazaja Kazatomprom por la compra de concentrado de uranio. “El lunes 9 de diciembre, Dioxitek S.A. finalizó el pago de la primera fase del contrato con Kazatomprom, abonando el 5% restante del total y asegurando así la entrega de las partidas pendientes de concentrado de uranio”, aseguró la compañía.
A su vez, Nucleoeléctrica informó que el miércoles 4 de diciembre adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas de concentrado de uranio a un proveedor alternativo. “También se trabaja para cerrar próximamente otro contrato para adquirir 110 toneladas de dióxido de uranio, que complementarán la producción local y reforzarán el suministro necesario para la fabricación de elementos combustibles”, concluyó Nucleoeléctrica.
EXAR, la empresa productora de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, formó parte de iniciativas y espacios de colaboración que buscan fomentar el desarrollo de la provincia. “La compañía reafirma su compromiso con el bienestar social y el desarrollo sostenible en Jujuy, con un enfoque en la educación, la igualdad y la innovación”, destacaron desde la firma.
Convenio de Cooperación «Impulsar Igualdad»
En el marco de los 16 días de activismo contra la Violencia de Género, el gobierno de Jujuy presentó el Convenio de Cooperación «Impulsar Igualdad». Se trata de una iniciativa que promueve la colaboración entre el sector público y privado para erradicar la violencia de género, a fin de promover derechos y desarrollar programas de sensibilización.
En ese sentido, EXAR – la empresa argentina conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE)- recibió un reconocimiento por haber adherido junto a otras empresas. La compañía continuará trabajando en forma conjunta con el Consejo Provincial de la Mujer para reforzar el trabajo en favor de la igualdad y el respeto, según informaron.
Proyecto de abordaje integral educativo en la comunidad de Huancar
En colaboración con el Ministerio de Educación de Jujuy, se llevó adelante el primer encuentro del Proyecto de Abordaje Integral Educativo, una iniciativa destinada a fortalecer la formación y el bienestar de los jóvenes.
Más de 120 estudiantes y docentes del Departamento de Susques participaron, en la comunidad de Huancar, activamente en talleres diseñados para potenciar habilidades blandas, promover su bienestar emocional y contribuir a la construcción de su proyecto de vida.
Lucila Lasry, gerente de Relaciones Comunitarias y Comunicación de la minera, resaltó: “En EXAR, estamos comprometidos en apoyar a los adolescentes, brindándoles las herramientas necesarias para definir sus metas, fortalecer sus capacidades y crear redes que los acompañen en su desarrollo educativo, con la visión de un futuro donde cada joven pueda alcanzar su máximo potencial”.
Compromiso por la alfabetización
EXAR también rubricó la adhesión al Compromiso por la Alfabetización, impulsado por el Consejo Federal de Educación de la provincia de Jujuy. El acto se llevó a cabo en el Cabildo Histórico de la provincia, y contó con la participación de Carlos Sadir, gobernador de Jujuy; Sandra Petovello, ministra de Capital Humano de la Nación; Carlos Torrendell, secretario de Educación de la Nación; José Thomas, titular del Consejo Federal de Educación; y Miriam Serrano, ministra de Educación de Jujuy.
“Este hito es una muestra más del compromiso de la compañía con la educación y un mayor desarrollo en todos los residentes de su área de influencia. Esto se complementa con iniciativas como el Programa de Terminalidad Secundaria, el Programa de Jóvenes Profesionales y la entrega de bibliotecas a las comunidades, que fomentan la formación educativa y profesional en la región”, destacaron desde la empresa.
El Grupo Albanesi, una de las mayores generadoras del país, dio inicio a la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana en Río Cuarto, Córdoba, que ahora alcanza una capacidad instalada de 475 MW. Esta planta produce el 25% de la energía consumida en la provincia, beneficiando a 233.000 hogares cordobeses, según precisaron. El proyecto demandó una inversión de US$ 190 millones, 100% privada.
La iniciativa se inscribe en el proyecto de conversión de ciclo abierto a ciclo combinado de la planta de generación térmica más grande que posee Albanesi en el país, e incluyó la incorporación de una nueva turbina de gas, una turbina de vapor y las calderas corespondientes.
El proyecto
El presidente del Grupo Albanesi, Armando Losón, destacó: “Hoy celebramos no sólo la finalización de la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande por capacidad instalada que tenemos en el país, sino también los importantes logros alcanzados desde que asumimos su operación. En casi 20 años, hemos invertido más de U$S 400 millones y sumado al sistema más de 400 MW de energía eficiente”.
La obra forma parte de un plan de inversiones por U$S 600 millones que Albanesi comenzó a ejecutar en los últimos años, para la construcción de 405 MW, que representan el 25% de su capacidad de generación total. “Se trata de una iniciativa que está íntimamente ligada al rol que la compañía quiere desempeñar en el proceso de transición energética, construyendo y ampliando la capacidad de sus centrales, y transformándolas en energía más eficiente”, destacaron desde la empresa.
La misma metodología fue aplicada en la Central Térmica Ezeiza, donde este año Albanesi finalizó la obra de cierre de ciclo y duplicó la potencia instalada, al llevarla de 150 MW a 300 MW, con impacto directo en 200.000 hogares.
Además, en octubre de este año la compañía inauguró la Central de Cogeneración Arroyo Seco, en Santa Fe, cuya construcción demandó una inversión de U$S 165 millones para inyectar 130 MW al sistema eléctrico de la provincia.
ExxonMobil distinguió a Tenaris como “Proveedor del Año 2024” por el servicio que le brindó a la petrolera. Desde la compañía norteamericana, destacaron que: «Es un reconocimiento a su desempeño, competitividad y altos estándares, alineados con los valores y expectativas de ExxonMobil».
Rebecca Vest, vicepresidenta de Abastecimiento de ExxonMobil, destacó: «A lo largo del último año, Tenaris ha demostrado consistentemente un desempeño superior a nivel global en ExxonMobil, incluyendo Guyana y la región del Permian, y ha respondido eficazmente a nuestras necesidades comerciales con altos estándares».
En esa línea, Vest aseveró: «La empresa ha mostrado continuamente un fuerte compromiso con la generación de resultados de valor para todo ExxonMobil«.
Reconocimiento
Paolo Rocca, presidente y CEO de Tenaris, indicó: «Nuestro objetivo es ser la primera opción de nuestros clientes, y esta distinción reafirma nuestro compromiso de ofrecer más allá de productos y servicios; de ejecutar con precisión todas las piezas intermedias para construir relaciones comerciales fuertes y confiables”.
A su vez, el ejecutivo expresó: “Aplaudo la dedicación de nuestro equipo para diseñar soluciones y desarrollar servicios que añadan valor y cumplan con los objetivos compartidos de altos estándares en seguridad, calidad, confiabilidad y rendimiento general».
Según precisaron desde la petrolera estadounidense, ExxonMobil considera varios factores para el premio, como competitividad, calidad del servicio, cumplimiento de entregas, sustentabilidad y desempeño en materia de seguridad, salud y medio ambiente.
El rol del proveedor
Tenaris brinda servicios a las operaciones de upstream para ExxonMobil en Estados Unidos con soluciones y servicios para OCTG (Oil Country Tubular Goods), incluyendo el modelo integrado de la planta al pozo, Rig Direct®.
Además, le brinda soporte para proyectos de perforación en todo el mundo, onshore y offshore, y para exploración en aguas profundas.
YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina firmaron un acuerdo para llevar a cabo la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS). Se trata de una obra de infraestructura que será clave para incrementar la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta. La decisión fue informada en la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Este oleoducto tendrá una extensión de 437 kilómetros, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Estiman que estará operativo en el cuarto trimestre de 2026.
De izquierda a derecha: Gerald Free, gerente de Planificación y Finanzas para LATAM de Chevron; Adrián Vila, gerente general de Pluspetrol Argentina; Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay; Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista; Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía; y Daniel Ciaffone, vicepresidente de Pan American Energy.
El proyecto
La iniciativa permitirá transportar hasta 550.000 barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700.000 barriles, en caso de ser necesario. El ducto implicará una inversión de 3.000 millones de dólares, que será financiada en parte por los accionistas y, en otra parte, por financiamientos locales y/o internacionales a ser otorgados a VMOS en 2025. Este proyecto fue el primero en presentarse para obtener los beneficios del RIGI.
YPF, PAE, Vista Energy, Pampa Energía comprometieron aproximadamente 275.000 barriles por día de capacidad. A su vez, se han concedido opciones a Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina, entre otros, para comprometer hasta 230.000 barriles por día adicionales.
Desde las petroleras destacaron que: “La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20.000 millones de dólares”.
Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina, oficializó la compra de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta, que pertenecían a la compañía norteamericana y a QatarEnergy, tal como había adelantado EconJournal. La compra – que fue por una cifra que supera los US$ 1700 millones- incluye participaciones mayoritarias en bloques estratégicos ubicados en Vaca Muerta, entre los que se destacan: Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas.
Además, gracias a la transacción, la compañía – controlada por accionistas locales que no cotiza en bolsa- obtuvo el 21,3% de las acciones en el oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina.
Julián Escuder, CEO de Pluspetrol; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
Activos de clase mundial
Bajo del Choique-La Invernada se ubica en la zona más prolífica de shale oil de Vaca Muerta; es un activo de clase mundial con pozos que destacan por su alta productividad. Se proyecta que sólo en la construcción de infraestructura para poder evacuar la producción de este activo requerirá de desembolsos mayores a los US$ 500 millones.
“Esta transacción implica un hito importante en el crecimiento de Pluspetrol, que permitirá a la compañía multiplicar significativamente su producción y reservas consolidándola como uno de los productores de petróleo y gas más importantes de la región”, destacaron desde la firma.
Con esta adquisición, Pluspetrol dejó en el camino a otras compañías que participaron del proceso de venta. Una de ellas era Tecpetrol, que había presentado una oferta en forma conjunta con Vista, y Pan American Energy (PAE), y que además contaba el respaldo de YPF.
Por último, desde la empresa aseveraron: “Pluspetrol reafirma su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones y le da la bienvenida a un equipo de personas que se integrarán a la compañía para continuar con el desarrollo de los activos incorporados”.
“Las empresas tienen que ser privadas, salvo que haya una justificación clara para que sean públicas”. La reflexión, que corresponde a Julián Gadano, abrió el debate sobre la privatización de las firmas energéticas que tiene en carpeta el gobierno de Javier Milei, tal como admitió la secretaria de Energía, María Tettamanti, en la última edición del Energy Day.
En el cuarto episodio de Dínamo, espacio audiovisual que lleva adelante EconoJournal en busca de abrir la discusión sobre temas fundamentales del sector energético, el ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación señaló que “los recursos del Estado no deberían provenir de la realización de negocios, sino del cobro de impuestos. Ahora bien, si hay empresas públicas tampoco corresponde sacárselas de encima”.
Julián Gadano, el ex subsecretario de Energía Nuclear
En el caso de la Argentina, particularizó Gadano, la capacidad estatal para gestionar una firma pública es dudosa, limitada. “A nuestro Estado le cuesta mucho controlar a sus empresas, monitorear su funcionamiento e imponerles una agenda. Pero eso no significa que haya que liquidar activos que pueden ser muy valiosos en el mercado”, remarcó.
El proceso de privatización, prosiguió, debería darse bajo determinados niveles de competencia e institucionalidad. “En ese contexto, podría empezarse por las ventas más sencillas de efectuar. Por ejemplo, la de la participación estatal en Transener. A mi entender, sería deseable priorizar el formato de concesión”, opinó.
Al respecto, agregó Gadano, no tiene ningún sentido que haya empresas de combustibles nucleares en manos públicas. “Eso no ocurre en ningún país del mundo. Y se trata de un negocio rentable, por lo que estaría todo dado para establecer condiciones de privatización muy razonables”, señaló.
Ejemplos puntuales
En la misma dirección, Gustavo Lopetegui sostuvo que “hay que vender todo lo que pueda venderse”. “No casualmente en octubre de 2017 dictamos un decreto con esa finalidad, y nos desprendimos de dos centrales termoeléctricas (Ensenada Barragán y Brigadier López), activos con ocho años de uso, a los que les quedaban siete años de contrato, por los que el Estado cobró US$ 860 millones”, cuantificó el ex vicejefe de gabinete y ex secretario de Energía durante la presidencia de Mauricio Macri.
Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía durante la Presidencia de Mauricio Macri
Con parte de ese dinero, detalló, se cancelaron los US$ 400 millones de deuda que se mantenía con el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES). “En la actualidad, tres empresas se distinguen como las más fáciles de vender en términos económicos, legales y políticos: Transener, el Gasoducto Perito Moreno y Metrogas”, enumeró.
Todavía más fácil, según Juan José Aranguren, sería desprenderse de las centrales térmicas José de San Martín y Manuel Belgrano, de 830 megawatts (Mw) cada una. “Enarsa controla el 63% de una y el 68% de la otra. Se trata de dos ciclos cerrados que pueden significar alrededor de US$ 1.000 millones para la empresa estatal”, proyectó el ex ministro de Energía, quien diferenció el caso de las centrales hidroeléctricas, las cuales demandan ciertas inversiones para su puesta en venta.
Juan José Aranguren, ex ministro de Energía.
Excepción a la regla
En el rubro hidroeléctrico, justamente, reside un claro ejemplo de activos de los que el Estado no tendría que desprenderse, más allá de que el gobierno evalúa su traspaso al sector privado. Al menos así lo manifestó Nicolás Arceo, quien destacó que esas centrales hoy aportan al sistema el 11% de la generación a un valor de US$ 11 por Mw. “Salir a concesionarlas por 20 ó 30 años implicaría suscribir un contrato PPA por entre US$ 20 y US$ 30 por Mw, requiriendo un flujo de fondo para que alguien pague un monto a devolver en ese plazo, con una tasa de descuento tendiendo a infinito, y encima encareciendo el costo de generación”, advirtió el director de la consultora Economía y Energía.
Hay una brecha significativa, tal como expuso el especialista, entre realizar un negocio que financie un flujo futuro con un contrato PPA o algo similar, y licitar los servicios de operación y mantenimiento para que ser pagado por vía tarifaria, con un costo de entre US$ 6 y US$ 9 por Mw. “Privatizar en el segmento hidroeléctrico no tiene demasiado sentido, sobre todo en este momento”, recalcó.
Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía y Energía
El debate, por supuesto, no se agotó ahí. Los invitamos a conocer cómo prosiguió la charla en a través de este link.
INVAP tiene en carpeta el desarrollo de un reactor modular compacto de 300 MW de potencia eléctrico de diseño propio y con potencial de exportación al mundo. El diseño del reactor, bautizado como ACR-300, fue patentado recientemente por INVAP, que se encuentra buscandoasociatividad para desarrollar la oportunidad de negocio, según pudo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes cercanas a la compañía y sin contacto entre sí. La empresa rionegrina fue mencionada por el presidente Javier Milei como un ejemplo en el nuevo mapa para el sector nuclear que el gobierno buscará diagramar a partir de un nuevo Plan Nuclear Argentino a ser anunciado en los próximos días.
La principal empresa de proyectos de alta tecnología del país obtuvo este año una patente sobre un diseño conceptual de reactor de agua presurizada compacto, otorgada por la Oficina de Patentes y Marcas registradas de los Estados Unidos. La patente fue ingresada en julio de 2018 y aprobada en agosto de este año según el documento visto por este medio.
Las fuentes consultadas indicaron que INVAP esta explorando distintas alternativas de negocio energético en el marco de la transición energética, con el foco puesto tanto en distintas fuentes de energía como en eficiencia energética. EconoJournal consultó con INVAP el estado del desarrollo del proyecto, pero la empresa declinó en responder debido a aspectos de sensibilidad comercial.
INVAP es un líder mundial en el segmento de reactores de investigación y multipropósito, con más de tres décadas de exportaciones a todo el mundo. Actualmente se encuentra finalizando la construcción del reactormultipropósito RA-10 en el complejo nuclear de Ezeiza y avanza con un proyecto similar en Países Bajos, el reactor PALLAS.
La compañía concretó este año su transformación de Sociedad del Estado en Sociedad Anónima, con la provincia de Río Negro como accionista mayoritario más una participación del Estado nacional a través de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Diseño conceptual del reactor ACR-300.
ACR-300
La patente de INVAP habla de un reactor de agua presurizada (PWR por sus siglas en inglés) compacto “que permite reducir costos, mejorar la operación y el mantenimiento, y realizar operaciones de recarga no complejas”. Este reactor es denominado en la empresa como ACR-300 por sus 300 MW de potencia eléctrica, según las fuentes consultadas.
Tres cuartas partes de los reactores para generación eléctrica en el mundo son grandes reactores PWR, generalmente de 1000 MWe. Pero el renovado interés por la energía nuclear esta empujando al desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR por sus siglas en inglés) con el objetivo de disminuir el costo económico de los proyectos nucleoeléctricos. Varios de los diseños de reactores SMR en el mundo son conceptualmente reactores de agua presurizada.
En el caso del ACR-300, la patente indica al menos dos aspectos del diseño que contribuirían en la reducción de costos deseada. Por un lado, los generadores de vapor irían en posición horizontal en lugar de vertical (típica en los grandes reactores), requiriendo entonces “un edificio de contención del reactor de baja altura”, lo que reduce el costo de construcción de la obra civil. Por otro lado, el sistema de refrigerante primario del reactor no incluiría tubos de gran diámetro, lo que elimina el riesgo de una pérdida de refrigerante en el hipotético caso de una pinchadura. La presencia de tubos obligaría a mayores cuidados, lo que incrementa los costos.
Plan Nuclear Argentino
El anuncio del presidente Milei de un nuevo Plan Nuclear Argentino con el objetivo de brindar energía eléctrica nuclear a centros de entrenamiento de inteligencia artificial y desarrollar nuevos reactores despertó expectativa y cautela en el sector nuclear. Milei afirmó que los detalles serán brindados en conferencia de prensa el 20 de diciembre por el jefe de gabinete del Consejo de Asesores del Presidente, Demian Reidel, un físico egresado del Instituto Balseiro y economista que estará al frente de esta nueva agenda para el sector.
Los detalles del plan se encuentran bajo cuatro llaves, aunque una versión indica que entre los anuncios estaría la conformación de un consejo nuclear para buscar financiamiento para el desarrollo de reactores modulares pequeños.
Por otro lado, Milei también hizo referencia a un proyecto Atucha III. “No solo que tenemos planeado desarrollar Atucha III sino que además estamos planeando trabajar con reactores pequeños modulares y que los vamos a poder exportar”, dijo el presidente en el canal CarajoStream.
El proyecto Atucha III existente es un contrato comercial EPC rubricado entre la generadora estatal Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) para la provisión de un reactor Hualong de 1100 MWe netos. El 85% del financiamiento sería provisto un consorcio de bancos chinos encabezado por el Banco Industrial y Comercial de China (ICBC). El contrato fue rubricado a principios de 2022 y prorrogado dos veces, la última en octubre del año pasado, por lo que técnicamente esta vigente hasta fines de abril de 2025.
Proyecto CAREM
Actualmente el proyecto CAREM de la CNEA es de los escasos reactores SMR licenciados y en construcción en el mundo. El CAREM es un reactor prototipo de 25 MWe, también tipo PWR. Los contratos por la obra civil del reactor que se construye en el complejo nuclear Atucha finalizan este mes, por lo que la construcción quedará prácticamente paralizada a la espera de definiciones sobre el proyecto.
La CNEA ya concluyó una Revisión Crítica de Diseño relativa a la ingeniería del reactor CAREM, explicada en su momento por el presidente de la institución, Germán Guido Lavalle, en una entrevista con este medio. Guido Lavalle dijo que producto de esta revisión se podría ir a «re-trabajos en ciertos componentes que ya estaban preparando», en declaraciones recientes a la revista Energía Nuclear Hoy.
INVAP y la CNEA firmaron a principios de año un memorando de entendimiento (MoU) para trabajar de forma conjunta en la prospección, exploración, desarrollo y explotación de oportunidades comerciales referidas al CAREM y otras plantas nucleoléctricas, sus componentes, ingeniería, y servicios asociados y/o conexos.
A último momento el gobierno de Javier Milei decidió rever una decisión centralque ya había tomado sobre el esquema de financiamiento para construir una línea de alta tensión clave para que no colapse el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que hoy opera al límite. El área energética a cargo del Coordinador de Energía, Daniel González, mano derecha del titular de Hacienda, Luis ‘Toto’ Caputo, y la secretaría María Tettamanti habían definido crear un cargo fijo en las facturas para que los usuarios financien la construcción de la línea de alta tensión AMBA I.
Sin embargo, esta semana el poderoso asesor presidencial Santiago Caputo impugnó aspectos técnicos de la iniciativa en base a reportes críticos elevados por directivos de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La negativa a avanzar por parte del funcionario de máxima confianza de Javier Milei obliga al Ministerio de Economía a re-evaluar cuál es el mejor esquema de financiamiento para concretar la obra, que es clave para liberar los nodos de transporte que están saturados en el Área Metropolitana de Buenos Aires y el sur del Litoral.
Es importante entender que la obra no sólo aportaría valor para el centro del país, sino que generaría una mejora para todo el sistema eléctrico, dado que, por un lado, permitiría transportar más energía renovable desde la Patagonia y, por el otro, elevaría la redundancia de la red de transporte de alta tensión, que los días de calor trabaja de manera exigida a tope de capacidad. La nueva línea de alta tensión demandará una inversión de alrededor de US$ 1.000 millones.
El asesor presidencial Santiago Caputo impugnó a último momento la licitación de la línea AMBA I.
Este medio pudo constatar de al menos tres fuentes oficiales que el gobierno frenó la resolución que iba a publicar la Secretaría de Energía para crear un cargo fijo, tal como había adelantado Tettamanti a principios de diciembre en el Energy Day, evento organizado por EconoJournal. Funcionarios de la Jefatura de Gabinete y del Ministerio de Economía intentarán en los próximos días encontrar un solución posible que convenza al asesor presidencial para poder lanzar la licitación de AMBA I. El esquema de “estampillado” diseñado por la Secretaría de Energía implicaba la creación de un cargo fijo para todos los usuarios del sistema eléctrico a nivel nacional que iba a tener un impacto de entre un 1% y un 3% del monto total de la factura final que pagan los usuarios.
Fuentes cercanas a Cammesa señalaron que una de las razones para diferir la decisión sobre el esquema de financiamiento fue la presión de algunos gobernadores que se quejaron porque entendían que los usuarios de las provincias iban a financiar una obra que iba a beneficiar al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), aunque -en los hechos- si la obra se concreta permitirá beneficiar al conjunto del SADI. Allegados al área energética del Gobierno negaron estar al tanto de que algún mandatario provincial haya cuestionado la iniciativa en la que venía trabajando la Secretaría de Energía.
Otro factor que influyó en la marcha atrás oficial es que, por la política de ajuste fiscal, el gobierno paralizó la obra pública y está eliminando los fideicomisos de distintas áreas y, en rigor, el esquema de “estampillado” requiere de la creación de un fideicomiso nuevo para recaudar los fondos y luego puedan ser utilizados en la construcción de la línea.
Dos esquemas
La línea de alta Tensión AMBA I (conectará las localidades de Plomer con Vivoratá) es clave para que el sistema opere en mejores condiciones e incorporar generación nueva más económica. Pero también es una obra urgente porque, de no concretarse, el SADI operará cada vez en peores condiciones y con alto riesgo de sufrir colapsos de tensión, cada vez más usuales en la red de 500 y 132 kV. La obra estuvo en los planes del gobierno de Mauricio Macri bajo el esquema Participación Pública y Privada (PPP) y el de Alberto Fernández, con financiamiento de China. En ninguno de los dos modelos se pudo concretar la línea.
El plan que tenía la Secretaría de Energía consistía en crear un cargo fijo específico (estampillado) pagadero por toda la demanda a fin de financiar la construcción de AMBA I en un plazo de alrededor de cuatro años. Este esquema permitiría que el inicio de la construcción de la línea pueda realizarse luego de seis a diez meses del comienzo de la recaudación de los fondos aportados por la demanda.
En la otra vereda, algunos asesores de Santiago Caputoen materia de energía —entre los que figuran el vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella— interpretan que la estabilización de la macroeconomía y la baja del riesgo país permitirían conseguir que algún inversor privado pueda llegar a conseguir crédito internacional para construir la línea de alta tensión con un financiamiento a 10 años. Ese esquema, que demostró ser estéril en la última década, contempla que la obra se repague mediante un canon en favor del inversor privado. Por más que la macroeconomía argentina viene recuperando consistencia, fuentes privados del sector eléctrico coinciden en que es improbable que aparezcan dos empresas interesadas en construir la línea AMBA I bajo este esquema —mínimamente el Estado necesita que se presenten dos contendientes para poder adjudicar un proyecto sin correr el riesgo de que luego se la impugne legalmente—. El riesgo de postergar la decisión es que, en la medida que se siga perdiendo tiempo, las condiciones relativas del sistema eléctrico empeoren de forma tal que los costos de la inacción sean mucho más altos en el futuro.
El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, anunció este viernes en el almuerzo por el Día del Petróleo que, tras siete años de demora, el Estado argentino empezará a cumplir con el Decreto 929,una norma sancionada en 2013 durante la segunda presidencia de Cristina Fernández de Kirchner que buscó incentivar las inversiones en Vaca Muerta.
El Decreto, que fue la plataforma regulatoria para lograr la participación de la norteamericana Chevron junto con YPF en el área Loma Campana, el primer desarrollo de shale oil en Vaca Muerta, estableció hace 11 años una serie de beneficios cambiarios para las empresas que lleven adelante proyectos de inversión de más de US$ 500 millones en la formación no convencional de Neuquén. La norma fue luego incorporada a la Ley 27.007, sancionada en el Congreso de la Nación un año más tarde, en 2014. Pero el problema es que nunca llegó a aplicarse porque los gobiernos subsiguientes —el de Mauricio Macri y el de Alberto Fernández— incumplieron el régimen de incentivo como consecuencia —y frente a la imposibilidad de sortear— del cepo cambiario.
González anunció el viernes en el Sheraton de Retiro que el gobierno pondrá en vigencia el Decreto 929/2013.
El principal beneficio que fijó el Decreto 929 fue la posibilidad de liquidar, después del quinto año de desarrollo de un proyecto no convencional, un 20% de los dólares obtenidos por la venta —tanto al exterior como en el mercado interno— de la producción de petróleo en Vaca Muerta. La regulación establece además que ese volumen estará exento del pago de retenciones a la exportación, que hoy representan un 8% del precio de venta al exterior.
El directivo, que previamente lideró la operación de la compañía en el país gobernador por Nicolás Maduro, defendió ante autoridades de primer nivel del gobierno argentino la necesidad de que la administración de La Libertad Avanza (LLA) cumpla con la normativa en cuestión si quiere aumentar el flujo de inversiones extranjeras en Vaca Muerta. En términos cuantitativos, el caso que construyó La Rosa es sólido: Chevron invirtió desde 2013 a la fecha más de US$ 6500 millones en Neuquén. Sólo YPF, controlada por el Estado, desembolsó más dinero en los yacimientos no convencionales.
Además de la empresa estadounidense, que debería haber empezado a acceder a los incentivos contemplados por la regulación en 2018, la otra petrolera que obtuvo los beneficios del Decreto 929 esPetronas, la firma malaya —que en los últimos meses fue noticia por su decisión de postergar el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que llevaba adelante con YPF— que es socia de la empresa que preside Horacio Marín en La Amarga Chica, otra área de shale oil en Vaca Muerta. El Estado tiene pendiente resolver el pedido de otras petroleras —como la angloholandesa Shell— que solicitaron ser incluir bajo el paraguas del Decreto 929, pero el Ejecutivo aún no dio el visto bueno.
En julio de este año la Secretaría de Energía había aprobado el proyecto de inversión de la petrolera noruega Equinor en el área no convencional Bajo del Toro Norte, brindando los mismos beneficios a esa empresa a través de la Resolución 125 que había firmado Eduardo Rodríguez Chirillo.
El cumplimiento del Decreto 929 era uno de los objetivos que se fijó Javier La Rosa, presidente de Chevron Latinoamérica.
A partir de enero de 2025 —cuando entre en vigencia la normativa del Banco Central (BCRA) que oficializa la posibilidad de efectivizar los beneficios otorgados por el Decreto—, Chevron y Petronas podrán recurrir al Mercado Único de Cambios (MULC) para liquidar las divisas equivalente al 20% de su producción en Vaca Muerta. Pero además, al momento de rubricar sus contratos de asociación en partes iguales con YPF para desarrollar bloques de petróleo en Neuquén, en 2013 y 2014 respectivamente, las empresas internacionales negociaron que la petrolera argentina les ceda el beneficio que le correspondía para liquidar un 20% de su producción fuera del país. Por lo que, en definitiva, a partir del próximo mes Chevron y Petronaspodrán liquidar fuera de la Argentina un 40% de los dólares generados por la explotación de crudo en Vaca Muerta. La petrolera norteamericana cuenta también con los beneficios del Decreto 929 en un proyecto de desarrollo del campo El Trapial Este, pero esa explotación aún está dando sus primeros pasos, por lo que la empresa recién podrá solicitar los incentivos previstos por la normativa en la segunda mitad de la década.
Argumentación
Durante el 117° aniversario del Día del Petróleo organizado por el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), González se refirió a las políticas que incentivarán desde el área con el objetivo de promover nuevas inversiones y obras y dijo que “estamos mucho mejor de lo que estábamos”. Luego anunció que finalmente el Banco Central pondrá en vigencia el Decreto 929, a través de una resolución que sería aprobada hoy. Una vez convalidado, se espera que entre en vigencia a partir del 1° de enero de 2025.
González, lamentó que pese a que se cumplieron más de 10 años de su sanción, su aplicación fue suspendida por los sucesivos gobiernos nacionales. Aseguró que “los beneficiarios no tuvieron la posibilidad de aprovechar los beneficios del Decreto 929. Por esto, el Banco Central anunciará su plena vigencia”.
A su vez, manifestó que “hay que dejar de intervenir. Queremos que el Estado no compita más con el sector privado”.
El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, anunció que «desde el ministerio de Economía, con la secretaría de Empresas Públicas y con Enarsa, se decidió esta semana iniciar el proceso de venta de la participación estatal en Transener». En esa línea, el funcionario adelantó que en el transcurso de estos días, elevarán el proyecto a decreto a la presidencia. Se trata de la principal empresa de transporte de energía eléctrica de alta tensión del país.
«Este anuncio se alinea con la política del Gobierno Nacional de avanzar en un modelo donde el Estado deje de cumplir roles de empresario, promoviendo la participación privada en sectores estratégicos. Hay que dejar de intervenir y que el estado no compita con el sector privado», aseveró González en el almuerzo por el día del petróleo que organizó el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).
La participación del Estado en Transener se da mediante Citelec SA, que posee el 51% de las acciones clase A de la compañía. La firma opera una red nacional que incluye cerca de 12.400 kilómetros de líneas de transmisión.
Exportación de hidrocarburos y manejo de divisas
González también anunció la plena vigencia del Decreto 929 que aprobado en 2013. «Se aprobó en ese año, pero nunca fue aplicado en su totalidad. Han pasado distintos gobiernos y los beneficiarios no tuvieron la posibilidad de aprovechar esa oportunidad. Ahora será efectivo a partir de 2025. Las empresas del sector podrán exportar el 20% de su producción, no pagar impuestos sobre ese total y mantener en el exterior las divisas generadas por esas exportaciones, siempre y cuando cumplan con haber invertido más de 250 millones de dólares en los tres años siguientes a 2013″, informó el funcionario.
González planteó que uno de los objetivos del gobierno es restaurar la confianza puesto que considero que la Argentina aún no es un país confiable. «Vamos a contribuir a acelerar la construcción de confianza y para eso se deben respetar las regulaciones y cumplir con los contratos existentes», marcó.
«Creemos que la Ley Bases es un cambio de paradigma. El estado se restringe positivamente y elimina la posibilidad de opinar sobre la exportación», concluyó.
El potencial del sector
La apertura del almuerzo estuvo a cargo del presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, quien destacó el potencial de la Argentina de cara a los próximos años y las nuevas condiciones que se generaron en los últimos meses.
«Vaca Muerta puede llegar a admitir una perforación constante de unos 1000 pozos por año, adicionales a la actividad que se desarrolla en otras cuencas y en los campos maduros. Se requerirán inversiones entre los US$ 20.000 y 30.000 millones de dólares al año. No solo habrá que perforar pozos, sino que tendremos que atraer fabricantes y compañías de servicios y realizar importantes obras de infraestructura de tratamiento, transporte y exportación de gas y de petróleo», advirtió el titular del IAPG.
En ese sentido, consideró que para alojar esa actividad, los gobiernos deberán ampliar la infraestructura vial y municipal. También, que la Ley Bases va a facilitar muchas cosas y que «el RIGI es una medida que aporta. Esto un buen comienzo, aunque, hoy, lo dice todo el mundo, en un país normal el RIGI no sería necesario».
Competencia
López Anadón advirtió que se han hecho varios e importantes descubrimientos de gas y petróleo en el mundo con pozos de alta productividad, que pueden llegar a cubrir la demanda a futuro. Y que todavía hay mucho más por descubrir.
«Competimos entonces con muchas oportunidades de inversión a nivel global. Si no ofrecemos condiciones que compitan con ellas, no tendremos un desarrollo intensivo, sostenido y sustentable en el tiempo.Hace falta aún simplificar, homogeneizar y flexibilizar las normativas para facilitarle la vida al inversor. No hay que dejarse llevar por tentaciones de corto plazo, evitando trasladar a las empresas costos que no les corresponde afrontar», cuestionó.
Por último, el titular del IAPG remarcó que sin renta no habrá competitividad, ni desarrollo, ni crecimiento crecimiento.
El Real Time Intelligence Center de YPF funciona en Puerto Madero y logra monitorear segundo a segundo los pozos en Vaca Muerta.
YPF, la petrolera bajo control estatal, inauguró este viernes el Real Time Intelligence Center (RTIC), un nuevo centro de monitoreo remoto que permitirá controlar la actividad de los pozos que la compañía tiene en Vaca Muerta, desde la torre ubicada en Puerto Madero.
En coincidencia con el 117 aniversario del descubrimiento del Petróleo en Argentina, YPF puso en marcha la nueva sala que tiene como objetivo aumentar la productividad en Vaca Muerta y evitar fallas mediante el uso de la Inteligencia Artificial y el monitoreo en tiempo real.
“Queremos tener la mejor sala de real time del mundo y ser la mejor compañía en hidrocarburos no convencionales”, expresó el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, durante una recorrida de la que participó EconoJournal.
Marín afirmó que este nuevo modelo “es un cambio absoluto en la forma de trabajar. Las decisiones se van a tomar desde acá y lograremos mejorar los tiempos entre un 20 y 30% en los próximos años y reducir los costos”.
Explicó que esta nueva iniciativa de YPF permitirá mejorar la calidad de vida de los operarios al poder predecir situaciones evitables y destacó que ExxonMobil diseñó un centro de estas características en Estados Unidos con el que logró reducir el costo de los pozos a la mitad en un año, gracias al monitoreo remoto.
“Antes se trataban los problemas una vez que habían ocurrido. Hemos perdido pozos por dos minutos. Ahora, con este centro, vamos a lograr que podamos anticiparnos y que las decisiones se tomen con más conocimiento.Desde acá podemos hablar directo con el boca de pozo para decirle lo que hay que hacer”.
Entre las innovaciones que aplicará YPF, el CEO de la compañía anunció que en dos meses aplicarán un piloto automático de perforación que permitirá ser operado mediante la Inteligencia Artificial: “Vamos a perforar sin que nadie esté ahí tocando. Así podremos maximizar la velocidad de perforación. Queremos bajar los costos significativamente en la perforación y completación”, aseguró Marín.
Los equipos están conformados por geólogos e ingenieros que pueden operar los pozos en Vaca Muerta.
Cómo funciona
Para llevar adelante estos trabajos, la empresa aplica tecnología y física. Mide más de 100 variables diferentes y en ese proceso se involucra la IA que permite optimizar tiempos y tomar la mejor decisión en tiempo real. “Podemos ver cuánto tiempo se tarda en enroscar dos barras de perforación. Hay 80 tareas distintas y tenemos los estándares de tiempo óptimos que vamos modificando cada tres meses tomando los resultados de los mejores 40 pozos”, explicó el CEO de la petrolera.
A su vez, adelantó que incorporarán esta tecnología a todas las operaciones no sólo a lo que tiene que ver con la operación y completación, como downstream (refinación) o el funcionamiento de estaciones de servicio-.
El centro
El Real Time Intelligence Center tiene distintas “islas” en las que trabaja un equipo conformado por equipos de ingenieros y geólogos quienesson los encargados de monitorear las variables y observar el trabajo que se está realizando en la cuenca Neuquina en tiempo real. Allí hay una doble supervisión porque los trabajadores que ejercen su labor desde Buenos Aires están en contacto permanente con el personal ubicado en cada pozo en Neuquén.
Germán Piccin, gerente de Tecnología Upstream, detalló que el centro está pensado para analizar cómo está evolucionando la performance en perforación y completación. “Permite ver y capturar el desvío para poder solucionarlo. La idea es cometer menos errores, detectar fallas e ineficiencias desde el centro y solucionarlas desde allí. La gente que está acá estuvo en el campo, sabe cuáles deben ser las soluciones y cómo buscar los parámetros óptimos”.
Actualmente, el RTIC monitorea la actividad de 14 equipos en simultáneo que operan en Vaca Muerta: “El incremento de pozos de YPF día a día se mide desde acá”, agregó Piccin.
Por su parte, el vicepresidente ejecutivo Upstream YPF, Matías Farina, comentó: “Nosotros tenemos software para controlar la operación en todo momento, el control de los influjos, y las directivas. Antes era todo post mortem y podíamos llegar a perder un pozo. Ahora tenemos alarmas sonoras y visuales de eficiencia que permiten mejorar los estándares. Esperamos ahora poder mejorar los tiempos”.
Dinámica
Los ingenieros y geólogos que trabajan en el centro reciben datos en tiempo real. En total, son 35 millones de datos por pozo para lo cual trabajan con un software de gestión llamado “Corva” que les permite administrar la información.
La sala tiene 24 personas que trabajan en turnos en 12 horas, en un régimen de 7×7. Del total del personal, 20% son mujeres.
Al momento de la visita, en la isla que controla la perforación se visualizaban tres equipos ubicados en el yacimiento La Amarga Chica y un pozo de Loma Campana. Corva suministraba la información y se lograba apreciar en tiempo real todo lo que ocurría con los equipos.
Desde la empresa adelantaron que se encuentran trabajando en un cuarto pilar: App Predicting Drilling, un modelo diseñado para Vaca Muerta con información obtenida de pozos históricos que, a través de maching learning, permitirá al equipo incorporar los mejores parámetros posibles para maximizar la velocidad de perforación y gestionar de forma más eficiente los tiempos de conexión.
La idea del RTIC es controlar los parámetros operativos, cumplir con los objetivos de calidad y eficiencia y generar pozos más productivos bajo el modelo factoría. Todos los recursos son medidos y así se logra una interacción directa entre la sala y los equipos.
Este conjunto de datos que se obtienen soporta la toma de decisión y permiten que YPF pueda cumplir con los planes y estándares de utilización del recurso centralizando el proceso de decisión sobre las medidas y procesos a implementar en cada pozo en particular, según precisaron.
Luego del fuerte aumento que registró la tarifa de gas natural en lo que va del año, un hogar de ingresos altos sin subsidio (N1) de la Provincia de Buenos Aires que consume 25 m3 mensuales abona 9700 pesos incluyendo un 25% de impuestos. Esos 25 m3 equivalen aproximadamente a dos garrafas de 10 kilos, las cuáles cuestan 21.000 pesos en total, un 116% más, según el último precio de referencia que fijó el gobierno a principios de diciembre, aunque muchos distribuidores cobran hasta 17.000 pesos por la garrafa a domicilio, lo que amplía la brecha al 250%.
Si la comparación es con un hogar de ingresos bajos (N2) con gas natural que también consume 25 m3 por mes la diferencia es todavía mayor. Si bien el Enargas no publica el cuadro tarifario de los N2, el valor del cargo variable se puede calcular y, una vez aplicado el descuento, a ese usuario le corresponde abonar 7261,8 pesos con impuestos incluidos. Esto significa que un hogar pobre sin acceso a la red de gas natural paga un 190% más que un hogar pobre que tiene gas natural. Eso si la comparación es con el precio de referencia. Si se compara con los 17.000 pesos por garrafa que cobran muchos distribuidores en el conurbano la diferencia trepa al 368%. La diferencia no llega a ese porcentaje porque los hogares pobres sin gas natural reciben un subsidio por el Plan Hogar, pero el monto permanece congelado desde hace más de un año.
En el país de Vaca Muerta, el 39% de los hogares no tiene gas por red. Por lo tanto, siguen dependiendo de la garrafa para cocinar, calefaccionarse y calentar el agua. Al comunicar el último aumento del precio de referencia, la secretaría de Energía informó que ese ajuste “tiene como principal objetivo que el precio de la garrafa refleje los costos reales del sistema, asegurando el normal abastecimiento para todos los usuarios”. Luego agregó que “con esta actualización, el precio se alinea en un 90% con el valor de paridad de exportación”.
Esa decisión de alinear el precio de la garrafa con la paridad de exportación coincidió con la licuación del valor de los subsidios destinados a los hogares más vulnerables que no tienen acceso a la red de gas natural. La medida tuvo escasa repercusión porque la vida de estos sectores transcurre por debajo del radar de los grandes medios de comunicación. Si una prepaga aumenta por encima del precio sugerido por el gobierno, la novedad rápidamente llega a los portales de noticias porque los propios periodistas suelen verse afectados por esa medida, pero si el precio de referencia que se fija para la garrafa es meramente testimonial ese termina siendo un problema solo de aquellos que se ven directamente afectados y el costo político para el gobierno por la suba de precios o la licuación de los subsidios termina siendo escaso o nulo.
Licuación de los subsidios
Durante la administración anterior, aquellos hogares más vulnerables, dentro del amplio universo de quienes no tienen gas por red, recibían un subsidio equivalente al 80% del precio máximo de la garrada. Sin embargo, el gobierno de Javier Milei mantuvo congelados esos subsidios durante todo el año y los licuó de manera acelerada en términos reales.
La resolución 568/23 de julio del año pasado fue la que actualizó por última vez el precio de los subsidios. El anexo I de esa norma incluía una tabla con los valores por jurisdicción para los meses de junio, julio, agosto y septiembre. En el caso de la provincia de Buenos Aires el valor para septiembre de la garrafa de 10 kilos era de 1539 pesos, cifra equivalente en ese entonces al 80% del precio máximo permitido, que se elevaba a 1923,75 pesos con la inclusión del IVA y los costos de fraccionamiento y distribución para esa zona.
Luego de la devaluación que aplicó el gobierno de Javier Milei en diciembre del año pasado el precio de la garrafa se disparó y la resolución 216/24 de agosto directamente liberó el mercado. Ya no existen “precios máximos” sino solo “precios de referencia”. La resolución 394/24 de comienzos de este mes fijó el precio de referencia en 10.500 pesos para una garrafa de 10 kilos, pero el Estado le sigue compensando a un usuario bonaerense solo 1539 pesos. Por lo tanto, lo que antes cubría el 80% del precio máximo ahora solo cubre el 14,6% del precio de referencia.
Más allá de la retórica
El cambio de “precio máximo” a “precio de referencia” no es sólo retórico. Si bien durante el gobierno anterior costaba conseguir la garrafa al precio máximo y había un mercado blue donde se cobraba más, por lo general los distribuidores oficiales de YPF respetaban ese precio máximo. Sin embargo, ahora esos mismos distribuidores oficiales no están obligados a respetar el precio de referencia. En el Gran Buenos Aires algunos distribuidores oficiales de YPF, como Akitom S.A., suelen vender la garrafa a 12.500 pesos si se la retira del depósito y unos 15.500 pesos si se la envía a domicilio. En el último caso, la diferencia con la tarifa de gas por red que paga un N1 se eleva a 220% (ver foto).
Precio al que vende la garrafa en Moreno el distribuidor Akitom si se la va a retirar del depósito.
EconoJournal consultó también a Zapiola Gas, otro distribuidor oficial que opera en Merlo, Moreno, Zarate y Campana, y en ese caso el precio de la carga de 10 kilos llega a 17.000 pesos con envío a domicilio, lo que eleva la brecha al 250% con un N1 (ingresos altos) y al 368% con un N2 (ingresos bajos), sin contar el subsidio del Plan Hogar.
A su vez en otras localidades bonaerenses como Bahía Blanca, el precio de la garrafa con envío a domicilio llega a 17.500 pesos, como contó Mario Brandizzi, titular de Artigas, distribuidor oficial de YPF Gas, a BVC Noticias de Bahía Blanca (ver video).
El Congreso de Descarbonización del Oil& Gas (DECARBON) 2025 recibirá a los principales referentes y especialistas técnicos del sector para presentar la experiencia y las soluciones que están impulsando desde las empresas para reducir las emisiones de carbono. El congreso se celebrará en Berlín, Alemania, del 10 al 11 de febrero.
A medida que se intensifica el enfoque mundial en la reducción de las emisiones de carbono para combatir el cambio climático, las empresas hidrocarburíferas se alinean con los objetivos ambientales, sociales y de gobernanza, exploran tecnologías más limpias y navegan por los marcos regulatorios cambiantes. De esta manera, DECARBON 2025 invita a los profesionales a abordar el desarrollo e implementación de enfoques de descarbonización para las principales compañías del sector energético, refinerías, EPC y operadores de oleoductos.
Reducción de emisiones
Uno de esos casos es la empresa ELINOIL que utiliza combustibles sintéticos renovables (e-fuel) a partir del CO2 capturado. Estos combustibles se pueden mezclar con combustibles existentes, como la gasolina o el combustible de aviación, y pueden ser una forma práctica de reducir las emisiones del transporte.
La empresa también produce combustibles líquidos con bajo contenido de carbono, como biocombustibles a partir de residuos, aceites vegetales hidrotratados (HVO) y combustibles pirolíticos a partir de residuos plásticos y neumáticos.
Simos Efthymiadis, director de operaciones de ELINOIL, se unirá a DECARBON 2025 como orador y compartirá más información sobre combustibles líquidos sostenibles en el panel dedicado a la descarbonización en la producción posterior. El programa empresarial también incluye una presentación de Lorenzo Santini, director de Desarrollo de Negocios Nucleares en Worley.
El orador compartirá la experiencia de la empresa en el uso de unidades de energía nuclear flotantes. En su discurso, Lorenzo Santini abordará diferentes soluciones para la adaptación de los SMR (reactores modulares pequeños) a la descarbonización de los activos petrolíferos en alta mar.
“Al aumentar el enfoque en la reducción de las emisiones de carbono en los sectores de energía, productos químicos y recursos, Worley hace que los activos sean más resistentes al cambio climático”, destacaron.
El Congreso también brindará la oportunidad de participar en presentaciones de PCK Raffinerie GmbH, Moeve Quimica, Fluor, Repsol, TAL Group, McDermott, TotalEnergies Upstream Denmark A/S y otros. Desde los enfoques de alta tecnología hasta los nuevos proyectos, los delegados obtendrán información valiosa y debatirán cara a cara el futuro de la descarbonización con los tomadores de decisiones de la industria, remarcaron desde la organización. Para obtener más información sobre los oradores, solicite el programa comercial completo de DECARBON 2025 aquí.
Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, proyecta crear una nueva ciudad para acelerar el desarrollo de Los Toldos II Este, el próximo proyecto en el que se embarcará con miras a aumentar sus exportaciones de petróleo.
La operadora apostará a replicar en Los Toldos II Este el trabajo hecho con Fortín de Piedra, el yacimiento gasífero emblema de la compañía. El área está ubicada al norte de la provincia de Neuquén, en cercanías a Rincón de los Sauces donde invertirá US$ 2.000 millones para alcanzar los 70.000 barriles de petróleo diarios (bbl/d).
Para lograr estos objetivos, la firma del Grupo Techint, montará un campamento en Los Toldos donde se espera que trabajen 3.000 personas. El plan es poder comenzar en abril de 2025 con los estos trabajos para luego acelerar los plazos con el apoyo de las pymes. Tecpetrol ya perforó en Los Toldos II Este ocho pozos horizontales tras una inversión de 150 millones de dólares.
“Nosotros fuimos un partícipe importante en la producción de gas con Fortín de Piedra, que requirió el trabajo de 1000 pymes, las cuales nos van a seguir acompañando en los siguientes proyectos”, sostuvo este jueves el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous en el 23° Seminario ProPymes.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol.
Además, destacó los avances de la productividad lograda en Vaca Muerta de la mano de toda la cadena valor, lo que hoy permite comparar los resultados con los de Estados Unidos: “Hemos logrado estándares parecidos en performance de perforación y terminación. Arrancamos perforando los pozos en 40 días, hoy se hacen en 19 o 16 días. También, hacíamos 4 fracturas por día y ahora llegamos 7 por día”.
Por otro lado, Markous anunció que “estamos inaugurando a principios del año que viene un proyecto en los Bastos en Puesto Parada en Neuquén de 6 o 7 mil barriles expandibles a 20 mil”.
Falta de servicios
El proyecto será todo un desafío ya que la falta de infraestructura se acentúa mucho más en el norte de Vaca Muerta, un área donde el desarrollo de obras quedó postergado ante el avance de Añelo donde se concentra la actividad. Las zonas aledañas a Rincón de los Sauces padecen la falta de rutas pavimentadas y servicios básicos.
El presidente E&P de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, aseguró días atrás en el evento Energy Day de EconoJournal que 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.
“Hay cosas para hacer en el upgrade y crecimiento de los sistemas de transmisión 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”, afirmó.
La pavimentación de la ruta 7 será clave para avanzar en este desarrollo teniendo en cuenta que el acuerdo en el que el gobierno de Neuquén avanza con YPF implica concretar los 100 kilómetros de Ruta en la zona de Las Cortaderas, al norte de Añelo.
Aprobación
El desarrollo de Los Toldos II Este ya cuenta con la ingeniería avanzada y el visto bueno del directorio de la compañía, aunque aún resta su aprobación definitiva que se esperaba para el mes pasado.
El plan de la compañía es iniciar la perforación en enero de 2025, para lograr en octubre de 2026 una producción de 35.000 barriles diarios. Mientras que entre 6 a 8 meses después buscarán duplicar esa producción para totalizar los 70.000 barriles diarios en esa área.
Para esto, la operadora adquirirá un nuevo equipo de perforación y un set de fractura, que se sumarán al recientemente adquirido F36 de Nabors que se encuentra en Fortín de Piedra de forma tal de contar con 3 o 4 equipos de forma permanente.
En cuanto a la evacuación, la petrolera prevé hacerlo a través de la capacidad contratada en Duplicar y Duplicar X, una iniciativa de Oldelval para sumar 24.000 metros cúbicos diarios.
Con el resto de las áreas que la firma opera en la Cuenca Neuquina, la compañía del Grupo Techint buscará alcanzar la meta de los 100.000 barriles contabilizando 20.000 barriles en Puesto Parada, 10.000 en Fortín de Piedra y 70.000 en Los Toldos II Este.
Si bien la Ley de Hidrocarburos (Ley 17.319), con las reformas introducidas por las Leyes Nº 26.197 y 27.007 y 27.742, establece el marco jurídico federal para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, a partir de la reforma constitucional del año 1994 y particularmente del dictado de la ley N° 26.197, las normas ambientales que actualmente rigen las actividades relacionadas con los hidrocarburos se encuentran dispersas en diferentes cuerpos normativos y particularmente, reciben en algunos casos un tratamiento disímil de jurisdicción en jurisdicción.
El primer intento de dar una solución a esta dispersión normativa vino de la mano de la incorporación a la Ley N° 27.007, del artículo 23, el cual reza:
“El Estado nacional y los Estados provinciales, de conformidad con lo previsto por el artículo 41 de la Constitución Nacional, propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme, la que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.”
De la lectura del Debate Parlamentario de esta ley se evidencian las tensiones que la cuestión generaba, ya que ciertos sectores propugnaban por la incorporación en el mismo texto de la ley, de presupuestos mínimos de protección ambiental en la materia.
Incluso se propuso en el marco de dicho debate, un proyecto de ley para establecer los presupuestos mínimos de protección ambiental para la actividad hidrocarburífera con sujeción a los contenidos de la ley 25.675, ley general del ambiente, y a sus principios de política ambiental para reservorios o yacimientos convencionales y no convencionales.
Regulación en materia ambiental
Tras el dictado de la Ley N° 27.007, no hubo ningún texto o propuesta de regulación uniforme en materia ambiental que fuera trabajada en conjunto entre el Poder Ejecutivo Nacional y los estados provinciales; como tampoco se dio tratamiento formal a los proyectos de ley de presupuestos mínimos ambientales presentados en el Congreso de la Nación y en ámbitos ejecutivos.
La cuestión ha recobrado hoy protagonismo, con la incorporación a la Ley N° 27.742 (Ley de Bases), del Capítulo VI “Legislación ambiental uniforme conforme la ley 27.007”, cuyo artículo 163 reza:
“Facúltese al Poder Ejecutivo nacional a elaborar, con el acuerdo de las provincias, una legislación ambiental armonizada a los fines del cumplimiento del artículo 23 de la ley 27.007, la que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas internacionales de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.”
Aunque sutil, este nuevo texto presenta una diferencia respecto de aquél del artículo 23 de la Ley N° 27.007. Mientras este último hablaba de un texto uniforme acordado entre estados nacional y provinciales, la redacción actual faculta expresamente al Poder Ejecutivo Nacional para elaborar la legislación ambiental armonizada; y aunque hace referencia a que la misma se realice con el acuerdo de las provincias, genera incertidumbre cómo esto se reflejará en la práctica.
Esta incertidumbre no se disipa con la reglamentación de la Ley de Bases dictada por el Decreto N° 1057/24 en su Anexo III, ya que el artículo 1° del citado anexo establece que, a fin de elaborar un proyecto de legislación uniforme y armónica en materia medioambiental, la Secretaría de Energía identificarála normativa aplicable y los aspectos medioambientales a tener en cuenta para asegurar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera en el marco de un adecuado cuidado del ambiente y establecerá un procedimiento para coordinar el trabajo conjunto y los sistemas informativos con las provincias y con CABA.
Por su parte, el artículo 2° de este Anexo, establece taxativamente las cuestiones que deben ser reguladas, dejando de lado otros aspectos ambientales que también requieren regulación como, por ejemplo, el uso del agua, tratamiento del flow back, disposición de lodos -entre otros-; como así también los relativos a impactos sociales de la actividad.
Lo cierto es que es sano contar con un marco jurídico ambiental uniforme y apropiado en todas las etapas de la actividad, desde la exploración y explotación hasta el abandono de los pozos e instalaciones; pero indudablemente las provincias hidrocarburíferas deben ser protagonistas de su formulación.
Normativa
Lo aconsejable sería dictar una Ley de Presupuestos Mínimos que sea debatida en el ámbito legislativo con la participación de todos los actores sociales involucrados; y que represente un umbral básico de protección ambiental que las provincias podrán y deberán complementar, en función de las realidades sociales, poblacionales, geológicas, geográficas, hídricas, turísticas, etc; de sus respectivos territorios.
Al margen de la normativo, una Ley de Presupuestos Mínimos reflejaría finalmente una mirada federal sobre la preservación del ambiente y el impacto social de la actividad, dejando de lado la puja de competencias ambientales nacionales y provinciales que se encuentra latente desde el dictado de la ley N° 26.197.
*Abogada, magister en Gestión de la Energía y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad en Akribos Energy.
Neuquén le otorgará a YPF los permisos de cuatro nuevas concesiones no convencionales en Vaca Muerta por 35 años, mientras avanza con la negociación para que la petrolera desembolse US$ 100 millones para comenzar en marzo la pavimentación de 100 kilómetros de la ruta 7.
Al cumplirse un año de su gestión, el mandatario neuquino Rolando Figueroa finalmente dará lugar al pedido de la petrolera para reconvertir tres bloques a cuatro áreas de explotación no convencional. Se trata de Narambuena -un bloque que YPF comparte con Chevron-, Aguada de la Arena, La Angostura Sur 1 y La Angostura 2.
En septiembre, EconoJournal adelantó que, tras la aprobación de la Ley Bases, la provincia se vio imposibilitada de negociar un nuevo monto en las regalías en el caso de la reconversión de nuevas áreas. Ante esto, la gobernación optó por pedirles a las empresas que financien obras de infraestructura estratégicas como redes de gas natural o tramos de algunas rutas provinciales.
Fuentes gubernamentales confirmaron que la Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) de las cuatro áreas solicitadas por YPF “están casi listas. Actualmente están en evaluación de la Fiscalía de Estado para revisar los acuerdos y si está todo bien, se firmarán en los próximos días”. Según estimaron, los nuevos permisos implicarán un desembolso de más de US$ 20 millones en favor de la provincia en concepto de impuestos y bonos de Responsabilidad Social Empresaria (RSE).
En paralelo, ultiman los detalles para cerrar el acuerdo que permitirá concretar el asfalto en un tramo clave de la ruta 7 en el anillo petrolero. Se estima que con esta obra las empresas podrán bajar sus costos al reducir 500 kilómetros de recorrido al transporte de la Cuenca Neuquina. El convenio fue firmado el mes pasado con el presidente de YPF, Horacio Marín.
Nuevos horizontes
Los nuevos permisos le permitirán a YPF asumir nuevos compromisos de inversión que se enfocarían en principio a incrementar la producción de petróleo destinada a exportación. Para esto, la compañía buscará desarrollar un nuevo hub de producción en el norte de la provincia de Neuquén de la mano del bloque Bajo del Toro-Narambuena, que se sumaría al de Loma Campana, el hub core de Vaca Muerta.
Además, YPF también tiene expectativas de poder avanzar con La Angostura Sur 1 y La Angostura 2, un área ubicada sobre Loma de la Lata, que finalmente fue escindida en dos partes y que podría tener un gran potencial.
Por otro lado, Aguada de la Arena podría permitirle dar un salto de escala en la producción de gas. A diferencia de Fortín de Piedra -el yacimiento gasífero emblema de Tecpetrol- esta zona ubicada en cercanías a Rincón del Mangrullo tendría un horizonte producción de corto plazo, aunque le permitiría concretar muchos pozos.
Infraestructura
Fuentes de la administración neuquina indicaron que siguen las gestiones con la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) para terminar de definir un mecanismo para financiar obras de infraestructura.
En el caso de las nuevas concesiones no convencionales que la provincia de Neuquén otorgará a YPF, si bien la Ley 27.007 establece el mecanismo de pago para nuevos permisos, la compañía aportará U$S100 millones para pavimentar un tramo de 100 kilómetros de la Ruta 7 en el sector conocido como las Cortaderas, mientras que el gobierno financiaría 25 kilómetros restantes para culminar la traza.
En este sentido, fuentes al tanto de las negociaciones indicaron a este medio que ya está elaborado el anteproyecto de Vialidad Provincial al que se le incluirán ciertas especificaciones técnicas. Posteriormente, se entregará a YPF para que se haga cargo de contratar la ingeniería, con miras a comenzar con los trabajos de pavimentación en marzo de 2025.
Para la gestión de Figueroa es clave poder avanzar con determinadas obras que permitirían a la industria acelerar el plazo de sus inversiones, al mismo tiempo que reducir costos de transporte que se suman en la actualidad por el déficit de caminos. En este contexto, confirmaron que buscarán darle prioridad a la Ruta 7 y al Bypass de Añelo mediante acuerdos con las mismas empresas, mientras esperan que la CEPH concrete el estudio que tiene a cargo una consultora y que, una vez finalizado, permitirá contar con el mapa de cuáles son las necesidades que la industria considera prioritarias en cuanto a caminos, redes de electricidad y de agua.
La velocidad que tomó el declive de la producción de gas natural en Bolivia dejaría al país vecino sin suficiente gas para cubrir su consumo interno para el 2028. La situación es advertida en un informe reciente elaborado por Gas EnergyLatin America, la consultora que lidera el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Alvaro Ríos. La potencial demanda boliviana solo podría ser atendida con importaciones desde Vaca Muerta, aunque esta oportunidad hoy no figura debidamente en la agenda sectorial, según lo señalado por Ríos ante una consulta de EconoJournal.
La producción de gas en Bolivia se ubica en este momento en unos 29 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), de los cuales 14 millones son para consumo interno y el resto para exportación. Los saldos exportables al Brasil y la Argentina se vienen achicando año tras año desde un pico de producción de 60 MMm3/día hace poco menos de una década atrás.
Álvaro Ríos, consultor energético de Bolivia, advierte que el declino del país del Altiplano será más pronunciado que el previsto.
La consultora Gas Energy remarca que Bolivia esta perdiendo unos 4 MMm3/d de producción por año y que ese declino podría ser mayor. A la actual velocidad de declino, Bolivia dejaría de tener saldos exportables de gas hacia el año 2028. «Diría que el año fatídico es el 2027 si es que la declinación se acelera más, será el año en que Bolivia ya no tendría capacidad exportadora y se tendría que comenzar a mirar cómo importa gas natural», dijo Ríos.
«En este contexto, es tan importante el que la Argentina y Bolivia hagan gestiones no solamente para llevar gas a Brasil, que es un mercado enorme y con muy buenos precios, pero que también se vea cómo se puede abastecer el mercado boliviano de aquí a 2 o 3 años«, añadió.
Exportaciones en firme a Bolivia y Brasil
El declino en Bolivia abre una oportunidad para las productoras en la Argentina para suplir a un potencial mercado que actualmente demanda 14 MMm3 por día. No obstante, el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia observa una lentitud tanto en el sector público como el privado de ambos países para anticiparse a ese escenario, en la medida que Vaca Muerta es la única fuente inmediata capaz de proveer gas a Bolivia y que son necesarias obras para expandir la capacidad de transporte al punto de conexión con el país vecino.
«No veo todavía la motivación para expandir el sistema de transporte de manera que en 2035 se tengan 10 o 12 millones de metros cúbicos día de gas firme en Bolivia y en 2027 se tengan volúmenes iniciales, creo que es un tema que va a tener que abordar la nueva administración de gobierno en Bolivia a partir de 2025 con mucha seriedad, porque está en futuro el abastecimiento de la principal fuente de energía que tiene Bolivia, que es el gas natural», advirtió Ríos.
Bolivia tiene una capacidad nominal de entrega de 30 MMm3 por día de gas al Brasil a través del gasoducto Gasbol. Productoras en la Argentina como Tecpetrol, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y TotalEnergies ya obtuvieron permisos de la Secretaría de Energía para exportar gas al Brasil en modalidad interrumpible. Los precios del gas en la frontera con Bolivia oscilan entre los 6 y 9 dólares por MMBtu.
En paralelo, el gobierno de Luis Arce a través del decreto 5206 publicado este año expandió las competencias de la petrolera estatal boliviana YPFB para otorgar el servicio de transito internacional con la infraestructura existente y ociosa, con el objetivo de habilitar el transporte del gas argentino al Brasil. TotalEnergies firmó recientemente un acuerdo con YPFB que permitirá llevar molécula argentina al Brasil.
Ríos observa que en el largo plazo las exportaciones tanto a Bolivia como al Brasil deberán ser en modalidad firme si se quiere suministrar a estos mercados. También que los precios del gas argentino en la frontera con Bolivia por el momento son competitivos en comparación con los precios que las industrias pagan en Brasil, aún si se considera la tarifa de transporte de US$ 2 por MMBtu fijada por YPFB.
«Hay que tratar de ser óptimo en las inversiones de transporte para que los precios sean más competitivos y que, por ejemplo, se pueda llegar al mercado de los fertilizantes, de la urea, que con un precio de 6 dólares en la frontera con Bolivia no se hace viable las plantas de urea que hay construidas en Brasil», puntualizó.
Pecom, la empresa de energía que grupo Perez Companc, cerró la semana pasada un acuerdo con la firma NCY —acrónimo de Nacimos con YPF—, una compañía creada este año por dos empresarios petroleros con presencia en la cuenca del Golfo San Jorge, con el objetivo de optimizar la explotación y mejorar la productividad de las áreas petroleras que vendió YPF en Chubut. Se trata de los bloques Trébol-Escalante, Campamento Central y Cañadón Perdido, que fueron adquiridos por Pecom a cambio de unos US$ 130 millones.
NCY tendrá a su cargo la operación conjunta de los campos ubicados en la provincia que gobierna Ignacio ‘Nacho’ Torres. La de Pecom es una apuesta novedosa: contrató a una empresa regional a fin de consolidar en un solo actor el proceso de búsqueda de eficiencias operativas en los yacimientos que cedió YPF. “Es un contrato integral con varios objetivos variables que deberá cumplir NCY, que tendrá que llevar a cabo acciones para reducir los costos de desarrollo de petróleo en los bloques. El ingreso de NCY dependerá de cuán exitoso sea con ese modelo operativo”, explicó una fuente al tanto del acuerdo.
Pires, el primero desde la izquierda, Luis Ríos, gerente de Operaciones de Pecom y Pichintiniz, el último a la derecha.
NCY surgió por impulso de Pablo Pires, titular de Vientos del Sur y SGA, y de Leonardo Pichintiniz, propietario de COPESA. Son tres empresas con fuerte presencia en el entramado de servicios hidrocarburíferos en la cuenca del Golfo San Jorge en general y de YPF en particular. Llevan, en conjunto, más de tres décadas prestándole distintos servicios a la petrolera bajo control estatal en la explotación de sus áreas en Chubut y en Santa Cruz. Entre las tres empresas emplean a más de 1500 operarios.
“Somos de acá, conocemos la región, convivimos diariamente con los distintos actores que influyen en la cuenca del Golfo. Estamos viendo hace un tiempo que el modelo de negocio en algunos yacimientos se debería adaptar a una realidad distinta y estamos dispuestos a ser parte de este cambio de paradigma”, explicó Pires a través de un comunicado. “Junto a Pecom estamos iniciando un camino nuevo, en el que cada uno con su rol, buscaremos un objetivo común”, agregó.
Pichintiniz, propietario de Copesa, y Pires, titular de Vientos del Sur y SGA.
“Para Pecom hoy es un día histórico, hace 22 años que no operamos yacimientos y hoy estamos arrancando la operación, algo que está en el ADN del grupo Perez Companc. Lo hacemos con seguridad, aplomo y parados en un plataforma de valores que el grupo desarrolló hace 70 años. Estoy convencido de que nuestra compañía puede generar valor apalancándonos en las capacidades que desarrollamos en este año. Nosotros vemos valor, vemos potencial en este tipo de campos, poniendo mucho foco en cada dólar que invirtamos, poniendo mucho foco en el gasto y en la producción”, destacó Gustavo Astíe, CEO de Pecom, a fin de octubre cuando se concretó el traspaso de las áreas en Chubut que operaba YPF.
La compañía estatal Dioxitek informó este jueves que canceló la deuda que mantenía con la firma kazaja Kazatomprom por la compra de concentrado de uranio. “El lunes 9 de diciembre, Dioxitek S.A. finalizó el pago de la primera fase del contrato con Kazatomprom, abonando el 5% restante del total y asegurando así la entrega de las partidas pendientes de concentrado de uranio”, aseguró la compañía. A su vez, Nucleoeléctrica Argentina, la firma que opera las tres centrales nucleares de potencia, comunicó que adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas adicionales a un proveedor alternativo.
“Desde su asunción en septiembre, las autoridades de la empresa trabajaron junto a sus pares kazajos en la resolución de esta situación, que se originó por los cambios en las regulaciones cambiarias y se profundizó por la falta de acción de la gestión anterior”, remarcaron desde Dioxitek.
Con el concentrado de uranio, Dioxitek produce polvo de dióxido de uranio que es utilizado por la empresa Conuar para fabricar pastillas de dióxido de uranio que se les proveen a las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. Esas pastillas se colocan en el interior de tubos de aleación de zirconio (llamados vainas) que se ensamblan para formar los elementos combustibles.
Por otro lado, el miércoles 4 de diciembre, Nucleoeléctrica Argentina S.A. adjudicó a través de una licitación la compra de 140 toneladas de concentrado de uranio a un proveedor alternativo que no aparece mencionado en el comunicado.
“También se trabaja para cerrar próximamente otro contrato para adquirir 110 toneladas de dióxido de uranio, que complementarán la producción local y reforzarán el suministro necesario para la fabricación de elementos combustibles”, concluyó Nucleoeléctrica.
La minera Rio Tinto invertirá US$ 2500 millones para ampliar el proyecto Rincón en Argentina, la primera operación de litio a escala comercial de la compañía. “Las atractivas perspectivas a largo plazo para el litio impulsadas por la transición energética respaldan nuestra inversión en Rincón”, aseguró el director ejecutivo de la firma, Jakob Stausholm.
“Aprovechando las políticas económicas de apoyo, la fuerza laboral calificada y los recursos excepcionales de Argentina, nos estamos posicionando para convertirnos en uno de los principales productores de litio a nivel mundial. Esta inversión, junto con nuestra propuesta de adquisición de Arcadium, garantiza que el litio se convertirá en uno de los pilares clave de nuestra cartera de productos básicos en las próximas décadas”, agregó el ejecutivo.
“Las reformas económicas de Argentina y el nuevo Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) proporcionan un entorno favorable para la inversión, ofreciendo beneficios como tasas impositivas más bajas, depreciación acelerada y estabilidad regulatoria durante 30 años, protegiendo el proyecto de futuros cambios de política, así como así como una mayor protección a los inversores”, destacó la firma en un comunicado.
El proyecto
Ubicado en el corazón del «triángulo del litio» en Argentina, el proyecto Rincón consiste en la extracción de salmuera utilizando un campo de pozos de producción, instalaciones de procesamiento y desechos, así como la infraestructura asociada. El proyecto utiliza tecnología de extracción directa de litio (DLE), un proceso que respalda la conservación del agua, reduce los desechos y produce carbonato de litio de manera más consistente que otros métodos.
La capacidad de Rincón de 60.000 toneladas de carbonato de litio para baterías por año se compone de una planta inicial de 3.000 toneladas y una planta de expansión de 57.000 toneladas. Se espera que la vida útil de la mina de Rincón sea de 40 años, y la construcción de la planta ampliada comenzará a mediados de 2025, sujeta a la obtención de una serie de permisos.
Se espera que comience a producir en 2028, seguida de tres años de aumento de actividades hasta alcanzar la máxima capacidad, lo que, según la empresa, generará una cantidad importante de puestos de trabajos y oportunidades económicas para las empresas locales. Rincón es un activo grande y de larga duración con reservas de mineral un 60% más altas de lo que asumió la empresa en el momento de la adquisición.
“Estamos dedicados a desarrollar este recurso de primer nivel y de clase mundial a escala en el extremo inferior de la curva de costos. Estamos igualmente comprometidos a cumplir con los más altos estándares ESG, aprovechando nuestra tecnología avanzada para reducir a la mitad la cantidad de agua utilizada en el procesamiento, mientras continuamos aumentando nuestras asociaciones mutuamente beneficiosas con las comunidades locales y la provincia de Salta”, señaló Stausholm.
La compañía dedicada a las soluciones energéticas especializada en energía modular y móvil Aggreko se fijó como meta hace algunos años acompañar el crecimiento de la industria minera y de Oil & Gas en la Argentina a fin de aprovechar todos los recursos con los que cuenta el país. En diálogo con EconoJournal, Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica, realizó un balance sobre cómo fue el 2024 para la compañía y aseguró: “Este no fue un año de gran crecimiento porque mantuvimos volúmenes similares a los de 2023, pero si fue de mejora de procesos, de ordenar. Este año se ordenaron muchas cosas y comenzó a fluir la importación de piezas que el año pasado fue un caos. Eso nos permitió posicionarnos mejor”.
Varela consideró que fue un año con buenos resultados tanto en minería como en petróleo. “Se facilitaron los procesos y para nosotros fue muy bueno. Antes era muy complejo. La Argentina representa entre el 10 y 15% de nuestro negocio en América Latina y representaba el 50% de los problemas. Hoy no. Vemos con más optimismo el año que viene. Creemos que vamos a crecer. Tenemos un pipeline de nuevas oportunidades. Ya estamos viendo movimiento real en el petróleo, en Vaca Muerta. Hay empresas que están acelerando su producción con exploración nueva. En la minería hay más cautela”, advirtió.
Pablo Varela, director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica
El rol del Estado
El ejecutivo de Aggreko también se refirió a las políticas impulsadas por el gobierno para dinamizar al sector energético y al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y planteó que “este gobierno está intentando salir de las restricciones, del control sobre la oferta y demanda. Cuanto más limpia esté la cancha, cuando menos esté involucrado el gobierno, es mejor. Si el gobierno interviene mucho termina siendo negativo. Cuando menos participe, es mejor visto internacionalmente lo cual hace que vengan las inversiones grandes, por ejemplo, las que se necesitan para desarrollar el Gas Natural Licuado (GNL) o el hidrógeno. Se necesita que las empresas sientan que el gobierno no se les va a meter en el medio”.
Varela expresó que se precisan leyes que aseguren la continuidad de los proyectos y que permitan que se respeten las reglas de juego a largo plazo. “Hoy no es lo mismo invertir en la Argentina, Brasil o Colombia que en Estados Unidos. Tenemos que dar credibilidad y seguridad jurídica a largo plazo. Debemos desarrollar el GNL”.
Proyecciones
Varela dio cuenta de cuáles son las proyecciones que tienen desde la compañía para los próximos años y aseveró que uno de los objetivos es ser protagonistas en la transición energética y en la reducción de las emisiones.
“La Argentina tiene un déficit estructural eléctrico bastante grande que va a demorar en arreglarse 10 o cinco años. Nosotros tenemos participación y vamos a apoyar esas soluciones. Ojalá este levantamiento de restricciones tanto de importación, de exportación y de tránsito de divisas se mantenga y que el gobierno no se meta ni para bien ni para mal para que las cosas funcionen y fluyan libremente”, puntualizó.
La apuesta por la minería
Aggreko brinda sus soluciones en la industria minera y sobre todo en el sector del litio. Otorga sus productos de energía modular en iniciativas que se encuentran a más de 4000 metros de altura sobre el nivel del mar a fin de garantizar el suministro. En base a esto, Varela comentó: “Para nosotros, trabajar en proyectos en altura es como que nos inviten a jugar de local. Nos sentimos cómodos. Trabajamos con empresas internacionales de estándares altos. Esto nos ayuda mucho. Los desafíos logísticos, ambientales y de infraestructura es lo que nosotros solucionamos. Hay buena irradiación solar en Los Andes y por eso se pueden desarrollar soluciones híbridas. Tenemos gente de nuestro equipo dedicada a las soluciones en altura”.
El director ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica hizo referencia a la penetración de renovables en la oferta de soluciones energéticas y remarcó que los productos deben ser robustos y que se debe tener en cuenta la sustentabilidad de las soluciones, las emisiones, la confiabilidad y la eficiencia de costos a la hora de incorporar este tipo de energía.
“Trabajamos mucho en esto para llegar a la solución ideal. Nosotros nos especializamos en que conversen las tecnologías, por ejemplo, una solución térmica a gas o a diésel con una batería o una planta solar. Buscamos los mejores proveedores”, marcó.
Varela advirtió que en la actualidad la trazabilidad de los productos se ha convertido en un aspecto fundamental. Sobre esto indicó que “antes la trazabilidad era exclusivamente para lo referido a los accidentes. Hoy el tema de las emisiones es fundamental. Todo se mide. Por eso, hay que entender lo que cada empresa minera quiere. Hay que adaptarse a cada situación y entender las necesidades de cada cliente. Hay mucho trabajo previo. Todo el tema de la transición energética tiene muchas cosas por detrás”.
Hidrógeno
En la última edición del Argentina & LATAM Lithium Summit desde la compañía expusieron que han desarrollado una nueva tecnología que genera hidrógeno in situ, y que a su vez mejora la combustión. La solución consiste en agregar un equipo de menor tamaño al lado de los contenedores que ellos poseen en los proyectos mineros el cual genera hidrógeno por hidrólisis in situ. El hidrógeno generado luego entra en el equipo y hace que la combustión sea más completa.Con esto la compañía hace que baje el uso de los combustibles en un 2% y que los gases mejoren en un 25% en contenido de óxidos de nitrógeno (NOx).
Varela explicó que globalmente han desarrollado varias pruebas con hidrógeno para hacer generadores o celdas de combustible. No obstante, planteó que el hidrógeno todavía sigue siendo un combustible muy caro de transportar, que es 10 veces más caro de transportar que el GNL.
“Somos cuidadosos con eso porque a la gente le encanta hablar y escuchar sobre el hidrógeno, pero transportarlo como combustible único es muy complejo. Lo que estamos haciendo e implementando es el hidrógeno como parte de las soluciones. El hidrógeno ayuda a abaratar la solución y hacerla más sustentable en cuanto a las emisiones. Es una tecnología que hemos desarrollado para generadores de ciclo abierto. No son máquinas 100% de hidrógeno. Sino que son con parte de hidrógeno y con parte de diésel. Pero las condiciones son de crecimiento”, concluyó.
Antonio Milanese asumirá como subsecretario de Transición y Planeamiento Energético en reemplazo de Mariela Beljansky, que presentó su renuncia la semana pasada por motivos personales. Así lo confirmaron fuentes privadas a EconoJournal. Desde comienzos de año, Milanese se venía desempeñando como Director Nacional del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS) y a partir de ahora tendrá como misión principal mejorar la eficiencia en la asignación de los subsidios a las facturas de gas natural y electricidad.
De hecho, como nuevo subsecretario de Planeamiento Energético tendrá a su cargo la gestión del Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), la base de datos que permitió la segmentación en tres niveles del universo de usuarios residenciales de gas y electricidad en función del ingreso económico de cada hogar. La secretaria de Energía, María Tettamanti, adelantó en el Energy Day, un evento organizado por EconoJournal a principios de mes, que el Ejecutivo fijará un período de transición de seis meses para reformular el esquema de asignación de subvenciones. Milanese tendrá un rol central en esa tarea.
El nuevo subsecretario es licenciado en Ciencia Política egresado de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y tiene un master en Ciencias Sociales en la Universidad Torcuato Di Tella. Dicta el seminario “Laboratorio de Políticas Públicas” en la Facultad de Ciencias Sociales de la UBA. También dictó en 2021 y 2022 la materia Ciencia de datos en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), orientada a la obtención, preparación y uso de datos.
Milanese es politólogo egresado de la Universidad de Buenos Aires.
Otros antecedentes en la gestión pública
Fue subsecretario de Innovación en la Municipalidad de Vicente López entre marzo de 2020 y marzo de 2022 donde también puso el foco en el análisis de datos para impulsar la modernización administrativa.
Su paso por la gestión pública también incluyó su participación como gerente de datos en el Ministerio de Modernización de la Ciudad de Buenos Aires entre enero de 2012 y diciembre de 2014, período en el que fue responsable del responsable del desarrollo del portal de datos abiertos http://data.buenosaires.gob.ar/ y de diversas plataformas y apps.
Además, entre marzo de 2018 y marzo de 2020 fue asesor de la Agencia de Acceso a la Información Pública con foco en el diseño de indicadores de cumplimiento de la ley de acceso a la información pública y protección de datos personales.
Milanese expuso este año en la jornada de Datos Abiertos organizada por la Secretaría de innovación, Ciencia y Tecnología.
El presidente Javier Milei anunció este martes que el gobierno presentará un nuevo plan nuclear argentino con el objetivo de brindar energía a centros de entrenamiento de inteligencia artificial. La iniciativa será liderada por el jefe de gabinete del Consejo de Asesores del Presidente, Demian Reidel, un físico egresado del Instituto Balseiro y economista con un paso previo por el directorio del Banco Central durante la gestión de Cambiemos. Se trata de un paso decisivo en una agenda de reconfiguración del sector nuclear nacional que comenzó con la habilitación del ingreso de capital privado en la empresa estatal Nucleoeléctrica Argentina mediante la Ley de Bases.
En un discurso emitido por cadena nacional para hacer un balance de su primer año de gestión, Milei explicó que la Argentina posee las fuentes de energía necesarias para alimentar la demanda de energía de los clusters de inteligencia artificial. «Nosotros tenemos energía de sobra, tierras frías e inhóspitas de sobra, el recurso humano de calidad también de sobra«, dijo el presidente.
En esa línea, el presidente precisó que se diseñará un Plan Nuclear Argentino para construir centrales nucleares que puedan brindar la energía requerida por este tipo de proyectos tecnológicos, sin especificar el tipo de línea tecnológica a utilizar, que en la Argentina es centralmente de uranio natural y agua pesada.
«El aumento de demanda de energía que implica la inteligencia artificial va a generar en el mundo entero un resurgimiento en la energía nuclear después de décadas de declive. Y nosotros no nos vamos a quedar atrás, vamos a diseñar un plan nuclear argentino que contemple la construcción de nuevos reactores, así como la investigación de las tecnologías emergentes de reactores pequeños o modulares, manteniendo los máximos estándares de seguridad y eficiencia», dijo Milei.
Liderando esta agenda estará Reidel, que presentará el plan nuclear o brindará los lineamientos del mismo en los próximos días, según lo anunciado por el presidente.
El gobierno dejó en claro en reiteradas ocasiones que busca posicionar a la Argentina como un polo de inteligencia artificial. Las principales compañías tecnológicas del mundo han incluido a la energía nuclear entre sus planes para alimentar a este tipo de proyectos y a sus datacenters en general con energía eléctrica de base y sin emisiones de gases de efecto invernadero, debido a su elevado consumo energético.
Google, Amazon, Meta y Microsoft vienen realizando distintos anuncios vinculados con la provisión de energía nuclear existente y futura para alimentar a sus datacenters y proyectos de IA. En el Simposio Nuclear Mundial 2024, el director de Nuclear e Innovación Energética de Microsoft, Todd Noe, resumió la búsqueda del sector tecnológico al señalar que la gran diferencia entre la energía nuclear y las renovables es que la primera otorga «energía firme».
Meta, la compañía liderada por Mark Zuckerberg, con quien Javier Milei se reunió a comienzos de este año, anunció que busca propuestas de desarrolladores de proyectos nucleares en EE.UU. por hasta 4000 MW de energía nuclear «para ayudarnos a alcanzar nuestros objetivos en innovación de IA y sustentabilidad». Por otro lado, Amazon compró a principios de este año en Estados Unidos un complejo para data centers que será directamente abastecido con electricidad generada por una central nuclear. Microsoft firmó el año pasado sus primeros PPA de energía nuclear para abastecer de energía sus operaciones en Canadá.
Además de los datacenters, los proyectos de inteligencia artificial prometen elevar aún más la demanda de energía de las compañías tecnológicas. «Es el desarrollo tecnológico más violento de la historia de la humanidad y amplifica tus capacidades de ser humano”, dijoReidel en el marco de la primera semana de la IA, celebrada recientemente en Buenos Aires.
El gobernador Martín Llaryora, junto al intendente de la ciudad de Córdoba, Daniel Passerini, inauguraron la primera estación de servicio de biocombustibles para el público en general, ubicada en la intersección de Rancagua y Capdevila. Se trata de una iniciativa impulsada por el gobierno provincial a través del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y de la Dirección Provincial de biocombustibles y bioenergías, en colaboración con la empresa Wico, que expenderá biocombustibles dentro del ejido municipal.
“La Provincia reafirma su liderazgo en la implementación de energías alternativas, consolidando el rol de los biocombustibles como eje central de la transición energética y como modelo de gestión pública orientada a mitigar el cambio climático”, destacaron.
Servicios
Esta nueva instalación ofrecerá al público en general biodiésel (B20) y bioetanol (E17), además de los combustibles tradicionales. Se trata de los biocombustibles que la Provincia y Municipalidad en la actualidad utilizan en el programa de migración de vehículos de flota pública.
B20 (gasoil con 20% de biodiesel) y E17 (nafta con 17% de bioetanol) son combustibles diseñados por la provincia con mayor contenido de biocombustibles, de acuerdo a lo establecido por la Ley Provincial N° 10.721, que promueve la producción y consumo de biocombustibles y bioenergía.
La estación de servicio fue adquirida por WICO y remodelada para alinearse con los estándares de calidad y sostenibilidad que caracterizan a la empresa, según precisaron desde la firma. “Además de su ubicación estratégica, su infraestructura permite atender la creciente demanda de biocombustibles por parte de empresas públicas como EPEC, Caminos de las Sierras, Lotería de la Provincia, CORMECOR, TAMSE y COyS y otros actores del sector público y privado; y desde hoy disponible para todos los cordobeses”, indicaron.
La empresa adquirirá biocombustibles de productores cordobeses como ACA BIO, PROMAIZ, MAIZ ENERGÍA, BIO 4, AFEMA y Green Diésel, promoviendo empleo y fortaleciendo la economía provincial. La carga de estos biocombustibles no requiere ninguna modificación en el motor del vehículo y, tal como se emplea en la flota provincial y municipal, es posible que sea utilizado por todos los sectores de consumo.
Crecimiento
El ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Fabián López, explicó: «Cuando se realiza una carga en cualquier estación de servicio del país, hay un corte obligatorio establecido por la Secretaría de Energía de la Nación. Al cargar 100 litros de nafta, en realidad se están comprando 12 litros de bioetanol, de los cuales 6 son producidos en base a bioetanol de maíz, y los otros 6 en base a bioetanol de caña de azúcar».
«En Córdoba, hemos dado un paso más al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero que provienen de los combustibles fósiles, porque entendemos que todos estos biocombustibles permiten un valor agregado. Córdoba es el gran productor de maíz del país, y como estado subnacional, si lo separáramos de la Argentina, sería el octavo estado a nivel mundial», agregó el funcionario.
Además, indicó que más del 75% de ese maíz se va al puerto de Rosario y se exporta como grano sin generar empleos ni motorizar inversiones.
«Al producir bioetanol a partir del maíz, se requiere procesamiento, inversión y generación de empleo, entonces en lugar de vender los 100 litros con 12 de bioetanol, acá en Córdoba lo estamos vendiendo con 17. El gobernador Llaryora es un firme defensor y propulsor de la bioeconomía y de los biocombustibles a nivel nacional, empujando la sanción de una nueva ley que Argentina lamentablemente todavía no tiene», se explayó López.
Impacto
La ministra de Ambiente y Economía Circular, Victoria Flores, valoró la expansión de los biocombustibles en la provincia y remarcó la importancia de apostar al desarrollo en equilibrio con el cuidado ambiental.
“Este tipo de iniciativas privadas además de fomentar el uso de energías que generan menos emisiones de gases efecto invernadero son apuestas locales que generan empleo, por eso es un orgullo para nosotros como Gobierno poder acompañar y poner en valor este tipo de iniciativas”, dijo Flores.
Por su parte, el presidente de WICO, Fernando Riccomi, sostuvo que esto se puede llevar adelante «porque Córdoba tiene esta iniciativa como política de Estado. Esto no se puede hacer si hay una cuestión espasmódica. Una petrolera necesita una estandarización y un tiempo largo para que las cosas transcurran”.
«Córdoba se puso esto al hombro, viene empujándolo hace un largo tiempo y acelerando el proceso para que se profundice. Nosotros estamos para invertir, somos una empresa argentina y la provincia de Córdoba quiere avanzar, entonces estamos con Córdoba para avanzar«, enfatizó Riccomi.
En el acto estuvieron presentes la ministra de Ambiente y Economía Circular, Victoria Flores; el secretario de Transición Energética de la Provincia de Córdoba, Pablo Gabutti; el director Provincial de Biocombustibles y Bioenergias, Mariano Santillán.
Antecedentes
Pasaron casi dos años de la inauguración de la primera estación de servicios con biocombustibles, ubicada en Sagrada Familia y Costanera de la ciudad de Cordoba, diseñada para la venta de combustibles líquidos, gaseosos y biocombustibles.
La segunda estación, en calle Isabel la Católica, contribuyó a profundizar la estrategia a través de más puntos de carga para vehículos oficiales, informaron.
Los cortes de B20 y E17 suministrados abastecen a más de 2 mil vehículos de flotas provinciales, municipales y del sector privado sin necesidad de realizar modificaciones mecánicas en los motores. Estos combustibles son dispensados exclusivamente en estaciones especialmente habilitadas para su distribución.
Este año más unidades de la flota provincial comenzaron a utilizar biocombustibles, siendo el último ejemplo la transición energética que llevan a cabo los vehículos del Ministerio de Seguridad.
En la actualidad, se llevan consumidos más de cinco millones de litros y las estimaciones de dióxido de carbón equivalente reducido asciende a más 1.8 millones de kilogramos.
Combustibles cordobeses
El uso de biocombustibles como el B20 y el E17 demostraron su eficacia en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, con un impacto positivo en la matriz energética de la región.
Además, la política de abastecimiento local fomenta la innovación y la sostenibilidad en la producción.
La provincia de Córdoba fue la primera en el país en formular estas mezclas específicas que responden a los parámetros de calidad fijados por el Estado nacional y a las exigentes condiciones del mercado de exportación.
Los productos son mezclados por empresas de la provincia debidamente registradas ante autoridad de aplicación nacional y provincial, cumpliendo con las exigencias de seguridad y calidad de producto; además de una fiscalización provincial de la totalidad del procedimiento de adquisición de combustibles y biocombustibles, distribución, mezcla y expendio.
Pampa Energía, el mayor jugador del mercado eléctrico argentino y uno de los principales productores de gas del país, emitió un bono internacional en Nueva York por 360 millones de dólares a 10 años a una tasa de 7.875%.
Según informaron desde la firma, Pampa recibió ofertas por más de 1000 millones de dólares. Se trata de una licitación que incluyó a fondos de inversión internacionales.
Objetivos
Desde Pampa, informaron que el principal objetivo de esta operación fue terminar de cancelar el bono de US$ 750 millones que vence en el 2027 y mejorar el perfil de deuda de la compañía de cara a las fuertes inversiones de los próximos años en Vaca Muerta, incluyendo el desarrollo del yacimiento de shale oil Rincón de Aranda.
La idea que tienen desde la firma sobre este bloque es llegar a un plateau de producción 40.000 barriles por día en 2027. Pampa este año ya realizó dos pads de cuatro pozos cada uno. Ahora la meta es alcanzar los 20.000 barriles por día a fines de 2025.
En septiembre de este año, la empresa ya había logrado emitir un bono con una tasa menor al 8% por primera vez en seis años. La transacción fue por US$ 410 millones de dólares.
Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), acordó con las distribuidoras eléctricas el mecanismo para el pago de la deuda millonaria que mantiene el sector. En total, el pasivo por la energía que las distribuidoras le compran a Cammesa (que a su vez le compra a las generadoras) y distribuyen a los usuarios asciende a más de US$ 1.000 millones. Los puntos centrales del acuerdo que terminó armando el gobierno el viernes a última hora es muy flexible ya que incluye que las compañías eléctricas tengan un período de gracia de un año para saldar la deuda y un plazo de 72 meses (6 años) para regularizar. También tendrá una tasa de interés competitiva ya que será de 50% del mercado eléctrico.
Es la primera vez que el gobierno arma una propuesta integral (incluye a los acuerdos de dudas anteriores) para llevar adelante un esquema de refinanciamiento de deuda y cumplimientos de las obligaciones de las compañías. Además, según puedo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes, el acuerdo tiene el respaldo de todos los actores del sistema -generadoras, transportistas, distribuidoras y grandes usuarios-.
El entendimiento alcanzado es clave para que no se quiebre la cadena de pagos del sector energético generada principalmente por el atraso tarifario. El pasivo que incluye este convenio se generó principalmente en el primer trimestre del año. Edenor y Edesur son las distribuidoras con más usuarios del país y las que acumulan la mayor deuda.
En las provincias los casos son dispares. Hay distribuidoras que fueron pagando el 100% de las facturas, pero la mayoría abonó a Cammesa sólo una parte. Incluso hay empresas que pagaron apenas entre un 2% y un 10% de sus facturas de enero, febrero y marzo. Con el aumento del Valor Agregado de Distribución (VAD) que otorgó el gobierno y se replicó en las provincias, las empresas fueron saldando los pagos corrientes, pero la deuda se mantiene.
Acuerdo
Entre jueves y viernes de la semana pasada el directorio de Cammesa se reunió al menos cuatro veces para terminar de afinar los detalles del convenio. Al frente de las negociaciones estuvo Mario Cairella, actual vicepresidente de la compañía mixta. EconoJournal accedió a una nota que le envió ADEERA, la asociación que nuclea a las distribuidoras del país, a la secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmando el acuerdo. En la nota, la entidad remarca que el convenio permitirá “lograr que a los agentes distribuidores del MEM puedan volver a ser consideradas sujetos de crédito”.
Formalmente, el próximo paso es que la Secretaría de Energía tiene que convalidar con una resolución la decisión del directorio de Cammesa. A partir de ahí, habrá un plazo de 30 días para cerrar cada acuerdo de pago en el plan de refinanciación.
Punto por punto
El acuerdo incluye la refinanciación de la deuda que contrajeron las distribuidoras y cooperativas eléctricas a noviembre de este año. Las empresas tendrán un plazo de gracia de 12 meses y luego cada compañía saldará sus compromisos en un período de 72 meses, mientras cumplen los compromisos actuales.
Otro punto relevante es que el plan de pagos de las distribuidoras tendrá una tasa de interés del 50% de la vigente en el MEM. Los planes de refinanciación suscriptos en 2022 por anteriores deudas se mantienen vigentes.
Además, un aspecto que destacaron las distribuidoras fue mantener los términos de los acuerdos anteriores a menos que las distribuidoras manifiesten -dentro del plazo de 60 días de su aprobación- «su voluntad de que se pesifique la deuda al valor de la transacción tomada a los efectos del mes de octubre de 2024 ($30.153,69 por MwH)”.
En este caso, ADEERA aclara que se deberá “respetar el plazo y las cuotas restantes de dichos planes, sin plazo de gracia” y habrá una “moneda homogénea”, que significa que “el valor en pesos aplicable será aquel que resulte de la conversión del saldo deudor a pesos conforme la transacción antes referenciada”. También tendrán “una tasa de interés mensual devengada a partir de la conversión a pesos de la deuda equivalente al 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”.
El acuerdo también implica que las distribuidoras no tengan litigios judiciales con Cammesa y que la administradora del mercado eléctrico también acepte cerrar todas las acciones judiciales con las compañías.
Desde Cammesa remarcaron que si alguna distribuidora decide a futuro continuar el camino judicial, “deberá abonar el 100% de la deuda y las multas correspondientes”. Las mismas fuentes agregaron que en ese caso, inclusive, Cammesa podría pedir la quiebra de estas empresas.
Los gobernadores de las provincias mineras participarán de una misión empresarial en Bruselas con la intención de lograr alianzas estratégicas para atraer inversiones de Europa en el sector. Marcelo Orrego (Salta), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy) y Alfredo Cornejo (Mendoza) forman la comitiva argentina que participará entre el 9 y 13 de diciembre en una cumbre con funcionarios y empresarios de la Unión Europea (UE) para promover intercambios sobre oportunidades de inversión e innovación. También forman la comitiva Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación, y Flavia Royón, la secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio.
“La misión empresarial reunirá a las partes interesadas para cubrir la extracción, el procesamiento y el refinado de las cadenas de valor de las Materias Primas Críticas (MPC) preseleccionadas, bajo el tema general ‘Promoviendo inversiones e innovación entre la UE y la Argentina en cadenas de valor sostenibles y responsables”, señalaron desde la comitiva.
Cronogrma
El itinerario oficial de la comitiva comenzará este martes con el foro “Alianza Estratégica en cadenas de valor sostenibles de materias primas entre la UE y Argentina”, que se realizará en el Hotel Le Plaza de Bruselas. Allí participará la delegación argentina junto al director de Asuntos Corporativos de la empresa minera francesa Eramet, Pierre Alain Gautier; el CEO de la compañía francesa especializada en extracción de litio Adionics, Gabriel Toffani; el gerente general de la minera McEwen Copper y el proyecto minero Los Azules, Michael Meding; el gerente de Infraestructura y Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, Tomás Serebrisky; y la jefa de Cooperación de la Delegación de la UE en Buenos Aires, Ilse Cougé.
Luego, la comitiva tendrá una reunión con la empresa encargada de financiar proyectos sostenibles BID Invest, el Banco de Desarrollo de Alemania (KfW), el Ministerio de Asuntos Exteriores de los Países Bajos, la Asociación de Instituciones Financieras de Desarrollo de Europa (EDFI), la Agencia Francesa para el Desarrollo (AFD), la Sociedad Alemana de Cooperación Internacional (GIZ), la institución financiera de los Países Bajos Invest Internacional y el Banco Europeo de Inversiones (BEI).
Finalmente, los gobernadores tendrán reuniones bilaterales con representantes de Glencore, una de las principales multinacionales dedicadas a la compraventa y producción de materias primas; FLS, proveedora de servicios y tecnología vinculados a la minería; BID Invest; EIT RawMateriales, dedicada a la innovación en minería sustentable; y el Puerto de Rótterdam, entre otras reuniones.
DAPSA (Destilería Argentina de Petróleo SA), empresa del holding argentino Sociedad Comercial del Plata (SCP) acordó con YPF la comercialización de 1,8 millones de metros cúbicos de combustibles para abastecer a su red de estaciones de servicio durante los próximos cinco años.
Según lo informado ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), “este contrato valorizado en aproximadamente 1.130 millones dólares permitirá a DAPSA consolidar su posición como operador de la principal red independiente de estaciones de servicio del mercado local”, precisaron.
Programa de inversiones
Este año la empresa festeja su 50° aniversario y ha llevado adelante un programa de inversiones para el desarrollo de su red de estaciones de servicios lanzada en 2019. “Este esfuerzo le permitió posicionarse, en tan solo cinco años, como la quinta red del mercado argentino, con cerca de 200 bocas de expendio distribuidas en 17 provincias y más de 40 modernas tiendas de conveniencia que enriquecen su oferta de productos y servicios”, aseveraron desde DAPSA.
La compañía tiene como objetivo continuar con plan de expansión y proyecta alcanzar las 250 estaciones de servicio de bandera en los próximos dos años y ampliar la comercialización de combustibles, que promedia 500.000 metros cúbicos anuales y representa un 2% de participación en el mercado.
“DAPSA planea crecer también en el segmento del agro, donde ya cuenta con 14 agroservicios dedicados a la comercialización de combustibles de calidad para el sector, aprovechando la evidente sinergia que dicho canal presenta con la actividad agroindustrial del grupo SCP, que viene creciendo fuertemente a través de su controlada Morixe Hermanos S.A.I.C.”, informaron.
Crecimiento
A su vez, la empresa ha realizado inversiones en la ampliación y modernización de su terminal logística emplazada en un predio de 50 hectáreas en el Puerto de Dock Sud. Esas instalaciones tienen capacidad para almacenar 140.000 metros cúbicos de combustibles en tanques y están asociadas a un muelle exclusivo en la Dársena de Inflamables del puerto, que le permite operar buques de 200 metros de eslora. Esta terminal se encuentra a su vez interconectada por ducto con las principales refinerías y terminales de despacho de la región.
En la actualidad, DAPSA también produce el 10% de los lubricantes del mercado para algunas de las principales marcas locales e internacionales que se comercializan en el paísy apuesta por seguir incrementando el posicionamiento de su marca propia, sustentado en la expansión de su red de estaciones de servicios, destacaron.
“Desde su adquisición por el grupo SCP a fines de 2018, DAPSA ha realizado inversiones superiores a 30 millones de dólares, y proyecta continuar invirtiendo para expandir su modelo de negocio. El holding SCP continúa incrementando su posicionamiento estratégico en el sector energético, donde además posee el 30% de participación en la Compañía General de Combustibles (CGC), la sexta productora de upstream en Argentina, en sociedad con el grupo Corporación América”, destacaron.
El físico Ernesto Kirchuk fue designado como vicepresidente de la compañía estatal Dioxitek el 9 de septiembre de este año y al mes siguiente comenzó a facturarle a la empresa nuclear 3,5 millones de pesos mensuales en concepto de “honorarios por servicio de asistencia tecnológica”. EconoJournalpreguntó en Dioxitek cuál es la contraprestación que realiza Kirchuk y por qué esa tarea no forma parte de las actividades habituales que lleva adelante como vicepresidente.
“Durante los meses de octubre y noviembre Ernesto Kirchuk formó parte de una investigación y análisis sobre la viabilidad de incorporar un proyecto o unidad de negocio de enriquecimiento de uranio por láser en Dioxitek, la cual, por tratarse de una tarea de carácter extraordinario y ocasional, se abonó como locación de servicio”, respondieron desde la empresa encargada de garantizar el suministro de dióxido de uranio que se utiliza en la fabricación de los elementos combustibles para las centrales nucleares de Atucha I, Atucha II y Embalse.
Este medio consultó a cuatro fuentes del sector nuclear sin contacto entre sí y todas se mostraron sorprendidas porque afirmaron que la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) ya viene llevando adelante esa tarea. “La CNEA estudia la separación isotópica por láser. Se podría haber hecho un análisis de esos resultados sin tener que pagar por ello”, remarcó una de las fuentes. Kirchuk es, además, empleado desde hace años en la CNEA, por lo que otra de las fuentes consultadas advirtió que «no es normal que una empresa pública contrate bajo la modalidad de prestador de servicios a una persona que a su vez ya es personal del Estado».
EconoJournalaccedió a las dos facturas categoría ‘C’ presentadas por Kirchuk en Dioxitek en su carácter de monotributista. Lo llamativo, a su vez, es que la factura presentada en octubre está rotulada bajo el número ‘0000001’. Es decir, fue la primera factura que realizó el funcionario desde que se dio de alta fiscalmente en la AFIP. La segunda es que la presentó en noviembre, también por $ 3,5 millones, que se registró con el número ‘0000002’. De esos datos se desprende que Kirchuk se creó un monotributo únicamente para facturarle a Dioxitek un servicio profesional que la empresa estatal contrató cuando él ya formaba parte de su conducción.
Factura emitida por Ernesto Kirchuk a Dioxitek en octubre de este año.
Este medio indagó en la empresa cuál fue el acto administrativo que se realizó para contratar el servicio que brindó Kirchuk y quién lo firmó. “Dioxitek es una empresa (S.A.), las contrataciones no se realizan por actos administrativos. En el caso mencionado se realizó una contratación de acuerdo al mecanismo de compra vigente en la compañía”, se limitaron a responder.
Desde Dioxitek afirmaron también que “durante la duración de ese proyecto Ernesto Kirchuk renunció a su compensación como director, posición que actualmente no prevé función ejecutiva alguna. Este proyecto concluyó el 30 de noviembre, con lo cual ya no se abona esa locación de servicio”.
Por ser miembro del directorio a Kirchuk le correspondía cobrar alrededor de 1,1 millones de pesos mensuales, monto al que supuestamente renunció durante 60 días para cobrar más del triple. “Nunca escuché algo igual”, señaló una de las fuentes del sector nuclear consultada sobre el tema, la cual tiene una larga y destacada trayectoria en la industria. “No es algo normal. Ahí hay una incompatibilidad manifiesta”, destacó otra de las fuentes contactada.
Quién designó a Kirchuk
Kirchuk fue designado vicepresidente de Dioxitek en septiembre de la mano de Alberto Lamagna quien por esos días asumió como presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) luego de que, tal como anticipó EconoJournal, el asesor presidencial Santiago Caputo tomara el control político de las dos firmas nucleares.
Caputo también nombró directores de NA-SA a un grupo de jóvenes libertarios sin experiencia en el sector, como Emiliano Giana, hermano de Guido Giana, un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que migró a las filas de La Libertad Avanza, y Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas. Ambos funcionarios reportan además a Diego Chaher, quien está al frente de una Agencia de Transformación de Empresas Públicase integra el círculo de confianza de Caputo.
Otras facturas
Kirchuk no fue el único que le facturó a Dioxitek en los últimos dos meses. En octubre y noviembre Martín Suárez Gazzero cobró 2,8 millones de pesos mensuales por “servicios profesionales” y Julieta Laura Sayán recibió 1,5 millones de pesos en noviembre por “honorarios profesionales”. Al igual que Kirchuk, Suárez Gazzero y Sayán también son empleados de la CNEA.
Suárez Gazzero, licenciado en Economía Internacional egresado de la Universidad de Quilmes, acaba de asumir además como miembro del directorio de Veng, empresa de servicios subsidiaria de la Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CONAE) que se encarga del desarrollo del lanzador satelital Tronador II y de otras aplicaciones de tecnología aeroespacial.
Sayán, por su parte, es una politóloga y socióloga egresada de la Universidad de Buenos Aires con una especialización en Gestión de la Tecnología y la Innovación en la Universidad de Tres de Febrero, que fue vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández, y por entonces persona de confianza del gobernador de Formosa, Gildo Insfrán.
Julieta Sayán, empleada de CNEA y ex vicepresidenta de Dioxitek durante el gobierno de Alberto Fernández.Factura emitida por Julieta Sayán a Dioxitek en noviembre de este año.Factura emitida por Martín Suárez Gazzero a Dioxitek en octubre de este año.
La compañía de capitales argentinos PCR e YPF firmaron el acuerdo de cesión de las áreas Llancanelo y Llancanelo R. ubicadas en la localidad de Malargüe, Mendoza, luego de un proceso de análisis de aspectos técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia que autorizó a entrega de las áreas. La cesión se dio en el marco del Proyecto Andes, que contempla la salida de la petrolera bajo control estatal de unos 55 bloques maduros en todo el país. Frente a esta nueva adquisición, la compañía comprometió inversiones del orden de los US$ 120 millones para el desarrollo de las áreas en los próximos cinco años.
Este nuevo yacimiento, se suma a las cinco áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.
Martín Brandi, CEO de PCR señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las nuevas áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de las áreas.”
“Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos cinco años (tres de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas”, destacaron desde la empresa.
En la actualidad, el bloque produce 1800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por ocho millones de barriles de petróleo.
Las áreas
Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.
Gracias a esta adquisición, PCR se posicionó como uno de los principales referentes de la industria en la provincia y sumó reservas por 7.925.000 barriles de petróleo, según informaron.
Vista, segunda operadora de shale oil en la Argentina fundada por Miguel Galuccio, concretó la emisión de un bono por 600 millones de dólares en el mercado internacional, con una vida promedio de diez años y una tasa de 7,625 por ciento.
Según informaron desde la petrolera, la operación registró órdenes por 2.400 millones de dólares, lo que representa una sobresuscripción de cuatro veces el monto emitido. Se trata de la primera emisión internacional de la compañía.
La oferta fue realizada en Estados Unidos y en otras jurisdicciones al amparo de la Regla 144A y la Regulación S de la Ley de Valores de 1933 (Securities Act of 1933) de ese país y al amparo del programa global para la emisión de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) aprobado por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Vista Argentina el 7 de mayo de 2019.
Objetivos
Para el año próximo, Vista planea invertir más de 1.100 millones de dólares y perforar 52 pozos en sus activos. La firma es uno de los operadores que más ha acelerado su actividad en la Cuenca Neuquina. En 2023 invirtió cerca de 800 millones de dólares en Vaca Muerta.
El objetivo de la empresa es llegar a exportar al menos el 60% de su producción para 2026. En ese sentido, proyecta 100.000 boe/d en 2025 y su meta hacia 2030 es llegar a producir 150.000 boe/d.
Expansión
En septiembre de este año, Vista celebró su quinto aniversario cotizando en Wall Street. La acción de la empresa se incrementó en ese lapso más de 460%, tocó máximos históricos y ya vale US$ 5.000 millones.
En la actualidad, la empresa que lidera la exportación de petróleo liviano exporta más del 50% de su producción a Brasil, Chile y Estados Unidos.
La Academia Nacional de Ingeniería le otorgó al presidente y de CEO de YPF, Horacio Marín, el premio Ing. Gerardo M. Lassalle 2024, que tiene como objetivo reconocer la labor profesional desarrollada en el país. Algunos de los profesionales que recibieron la misma distinción fueron Martin Migoya, Daniel Novegil, Carlos Tramutrola, entre otros.
“Estoy convencido que estamos logrando cosas extraordinarias que no solo van a beneficiar a YPF sino a todo el país a través de las exportaciones de energía. Este es un aporte extraordinario que la industria le va a hacer a la Argentina”, afirmó Marín durante la ceremonia que se llevó a cabo en la Casa de las Academias.
Reconocimiento
Este reconocimiento se suma al que le otorgó la Universidad Texas como Alumno distinguido 2024 del programa “Master of Science in Petroleum Engineering” en Austin. Este premio reconoce a ex alumnos que han logrado objetivos significativos en sus carreras y/o han prestado servicio a la Universidad.
Marín es ingeniero químico egresado en la Universidad de La Plata, obtuvo su Master of Science en ingeniería en Petróleo en la Universidad de Texas en Austin en 1994 y en el 2009 participó en el Programa Ejecutivo de la Universidad de Standford en la Escuela de Negocios.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) presentó su campaña “Hacé la diferencia”. Se trata de una iniciativa que busca concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico y valorar el profesionalismo de quienes trabajan en la distribución de energía.
El verano argentino se caracteriza por altas temperaturas que impulsan un mayor uso de aires acondicionados, que aumentan significativamente la demanda de energía. Solo el uso de estos equipos en la temporada estival representa una exigencia de 10.000 MW, un 40% más que el promedio anual. El verano pasado hubo un pico de 29.653 MW y, según estimaciones de Cammesa, en 2025 se incrementará este máximo histórico.
Este incremento puede reflejarse en facturas más altas y mayor estrés en la red eléctrica, especialmente durante fenómenos climáticos extremos como olas de calor, tormentas o sequías.
“A través de esta campaña, Adeera invita a los usuarios a implementar simples acciones en el hogar, comercio o industria para reducir el impacto en la red eléctrica, contribuir con el cuidado del ambiente y bajar el consumo hasta un 30%”, precisaron desde la Asociación.
Mantener una temperatura adecuada en el aire acondicionado
Ajustar entre 24°C y 26°C. Cada grado por debajo de esta franja incrementa el consumo en un 8%. Además, apagarlos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores puede hacerlos más eficientes.
Optimizar la iluminación con luz natural y LED
Abrir cortinas y persianas durante el día puede minimizar la necesidad de encender las luces. También es importante reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas LED que son hasta un 80% más eficientes y tienen una mayor durabilidad.
Desconectar los electrodomésticos en modo stand-by
Aunque parecen estar apagados, siguen consumiendo energía de manera innecesaria. Este consumo “fantasma” puede representar entre un 5% y un 10% de la factura eléctrica
Evitar el uso simultáneo de equipos de alto consumo
Apagar el aire acondicionado en los espacios desocupados y evitar utilizar al mismo tiempo equipos de alto consumo, como planchas y aires acondicionados, puede ayudar a reducir el consumo eléctrico en el hogar, disminuir la demanda sobre la red y optimizar el rendimiento de los equipos.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda
Programar estas tareas fuera de los picos de demanda (13 h a 16 h) puede marcar una diferencia significativa.
Adeera sugiere programar estas actividades temprano en la mañana o después del atardecer. Para este caso, cambiar los horarios de uso no significa consumir menos energía, pero sí reducir los picos de demanda. Cada usuario tiene el poder de colaborar en el cuidado del sistema eléctrico. En un contexto de alta demanda y eventos climáticos extremos, el consumo eficiente de energía no solo alivia la red, sino que reduce el riesgo de interrupciones. Detrás de cada interruptor que se enciende, hay un sistema complejo que involucra una infraestructura avanzada y el esfuerzo de más de 60 mil personas dedicadas a asegurar el suministro eléctrico a millones de argentinos. Con la colaboración de todos, se puede hacer una gran diferencia este verano y construir un futuro más sostenible
El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destaca que en octubre de 2024 la producción del sector creció un 3% respecto a septiembre. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa que se mantuvo al mismo nivel, mientras que el acumulado del año refleja valores negativos, cayendo un 4%, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.
El informe de la Cámara resaltó que las ventas locales disminuyeron un 5% intermensual; mientras que, para la variación interanual, ya que todos los subsectores fueron afectados, esta tuvo una baja de un 24%. En el acumulado del año se observa una baja del 27 por ciento.
Exportaciones
La reseña llevada adelante por la CIQyP® destaca que en las exportaciones se observa un aumento del 42% en la variación interanual, favorecido por los subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año mostró una suba del 34 %, ayudado por todos los subsectores salvo los finales agroquímicos. No obstante, respecto a septiembre, en octubre 2024 se observó una caída del 3%.
Por su parte, el relevamiento de la Cámara muestra que en el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), mostró que en octubre 2024 con respecto al mes anterior las ventas locales se mantuvieron; mientras que la producción y las exportaciones crecieron un 16% y un 8%, respectivamente. En la variación interanual la producción muestra un alto incremento (45%), esto se debe a que en el año 2023 hubo paradas de planta no programadas que afectaron la producción, y que no se registraron durante el mes de octubre del año en curso. Por su parte, el acumulado del año mostró estabilidad en producción, pero caídas en ventas locales y externas.
Balanza comercial
Durante octubre 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 37,32% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 23.29% en las importaciones y del 8,61% en las exportaciones.
En tanto, la capacidad instalada de las industriasque aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante octubre 2024 tuvo un uso promedio del 57% para los productos básicos e intermedios y del 85% para los productos petroquímicos.
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante octubre del 2024, alcanzaron los 365 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.220 millones en estos diez meses del año.
“Los números del sector del mes de octubre muestran resultados dispares que reflejan que aún no se está recuperando la actividad de la Industria Química y Petroquímica de la caída ocurrida en el curso de este año estando en concordancia con los resultados de la economía en su conjunto”, enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
La 44° Reunión Anual de APLA, realizada en la ciudad de Cartagena, Colombia, alcanzó varios récords de participación y dejó resultados muy positivos respecto a las oportunidades de networking, conexiones estratégicas y aprendizaje. “Este evento se consolidó, una vez más, como una oportunidad ineludible para la industria petroquímica y química en Latinoamérica”, destacaron desde la organización.
Reuniones de negocios
Con 928 participantes, provenientes de 36 países y 325 empresas, las reuniones de negocios marcaron el ritmo durante los cuatro días del evento. Se instalaron más de 30 espacios exclusivos de marcas y compañías que, en conjunto con las áreas destinadas al networking y encuentros de trabajo, tuvieron agenda completa, en un entorno muy dinámico y con buenos resultados.
La visión sobre el presente y futuro de la industria
El programa de conferencias ofreció conversaciones profundas sobre los temas clave que están redefiniendo la industria en la región: el potencial de Vaca Muerta, la tendencia del Nearshoring, los proyectos de descarbonización, la innovación sostenible, las más nuevas soluciones en materia de tecnología y la influencia de las tendencias económicas y políticas que impactan en Latinoamérica. Todas las cuestiones de relevancia para tomar decisiones estratégicas estuvieron presentes en el programa de conferencias.
Una industria más diversa e inclusiva
Por primera vez y con la sala completa, se analizó y discutió cuáles son los claros beneficios, para las empresas y para la sociedad, que surgen al implementar políticas para la inclusión de más mujeres y el desarrollo de sus carreras en el sector. También los jóvenes tuvieron su momento especial en el programa y contaron la oportunidad de expresar qué mundo y qué industria quieren construir para los próximos tiempos.
“La Reunión Anual de APLA reafirmó su rol como el espacio clave para compartir perspectivas sobre el futuro de la industria petroquímica y química en Latinoamérica y reunir a toda la cadena de valor del sector en la región”, remarcaron.
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.
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.
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.
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.
Ramón Fiestas Hummler.
–¿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.
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.
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.
Marín es el principal impulsor del Vaca Muerta Sur, el nuevo oleoducto de exportación de crudo desde Neuquén.
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.
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).
El parque eólico Cerro Grande tiene una capacidad instalada de 50 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.
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 adelantóEconoJournal 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.
Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol, durante el Energy Day realizado el lunes en Buenos Aires.
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”.
El megaproyecto de cobreLos 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».
en 
