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YPF, la petrolera bajo control estatal, y la Compañía General de Combustibles (CGC), brazo energético de Corporación América, firmaron el acuerdo mediante el cual la compañía que preside Hugo Eurnekian ingresará en el área de Aguada del Chañar, en Vaca Muerta, para impulsar el desarrollo del no convencional.

 El acuerdo implica la adquisición por parte de CGC del 49% de participación en el bloque, manteniendo YPF el 51% y la operación del área. Aguada del Chañar contiene dos yacimientos: Loma Colorada (gas) y Bosque Chañar (petróleo).

“Esta alianza estratégica refleja el compromiso entre ambas empresas por el crecimiento sostenible en la producción de recursos no convencionales en Argentina”, destacaron desde las compañías a través de un comunicado difundido en la tarde de este viernes.

Alianza

Hugo Eurnekian, presidente de CGC destacó que “el ingreso de CGC a Vaca Muerta representa uno de los hitos de crecimiento más relevantes en su historia y una nueva inversión en el país por parte de Corporación América. A partir de ahora CGC está presente en las tres cuencas productivas más importantes de Argentina. El conocimiento que adquiramos en Vaca Muerta será trasladado al desarrollo del potencial de Palermo Aike en Santa Cruz”.

Por su parte, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF afirmó: “Estamos convencidos que tenemos que generar asociaciones y sinergias entre todos los actores de la industria para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta y convertir al país en un exportador de energía. Sumar a CGC a este proyecto es una gran satisfacción”.

La alianza entre las petroleras comenzó en 2023 con la exploración de Palermo Aike, yacimiento ubicado en Santa Cruz, considerado como el segundo recurso shale de la Argentina en importancia. El objetivo de este nuevo trabajo en conjunto en la Vaca Muerta es maximizar las sinergias entre ambas compañías, según precisaron.

, Redaccion EconoJournal

Fundación YPF lanzó la inscripción a la cuarta edición de Ingenias+, una serie de cursos gratuitos de programación, datos y diseño web. La iniciativa está destinada a mujeres de más de 18 años.

Los cursos disponibles son de Desarrollo Web Frontend, Diseño UX/UI, Data Analytics, Ciberseguridad, Desarrollo Backend, y Data Science, para mujeres que estén dando sus primeros pasos en el mundo de la tecnología.

Desarrollo

Pueden anotarse mujeres que viven en las localidades de La Plata, Luján de Cuyo, Cutral Có, Plaza Huincul, Rincón de los Sauces, Añelo, Neuquén Capital y Sierra Grande.

El plazo para inscribirse a los cursos, que se dictarán dos veces por semana de forma virtual, es hasta el 26 de marzo, ingresando a ingenias.educalabs.org

Estos cursos forman parte de Ingenias, el programa de Fundación YPF que promueve el ingreso de mujeres al mundo de la ciencia y la tecnología desde los 12 años.

Capacitación

En la edición de 2024 participaron más de 850 mujeres, de once localidades, quetambién realizaronuna serie de cursos de programación y diseño web gratuitos.

, Redaccion EconoJournal

La transformación energética en la Argentina ya está en marcha y en agosto, los principales protagonistas del sector se reunirán en la Argentina Energy Week 2025, organizada por The Energy Circle y The Net-Zero Circle de IN-VR.

Con líderes gubernamentales, empresas pioneras e inversores estratégicos ya confirmados, el evento se consolida como el espacio clave para acelerar el desarrollo energético del país y activar nuevas alianzas:

Jimena Latorre, Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza
Exequiel Lello, Presidente de JEMSE
Rodrigo García, Commercialisation Manager de Pampa Energía
Guillaume Legare, Head LATAM, Toronto Stock Exchange
Doris Capurro, CEO de Luft Energía
Fernando Begher, Director de Hidrógeno, CWP Global

Ellos serán algunos de los referentes que formarán parte del debate sobre el futuro energético argentino.

Los proyectos

La Argentina posee proyectos que están marcando el rumbo energético del país  y necesitan socios, tecnologías y financiamiento:

Cauchari Solar (300 MW, Jujuy) – El parque solar más grande de América Latina, con planes de expansión.
ABO Energy – Más de 1 GW en desarrollo de energía solar y eólica en el norte argentino.
Martifer Solar – Proyectos fotovoltaicos y de almacenamiento energético.
Hidrógeno verde – Nuevas plantas de producción y exportación en estudio en la Patagonia y el norte.

Argentina Energy Week 2025 será el punto de encuentro para:

Conectar con los líderes que están tomando decisiones estratégicas
Acceder a oportunidades reales de inversión y colaboración
Comprender el marco político y financiero del nuevo escenario energético

Contacte al equipo de IN-VR para más información: luana@in-vr.co

Descargue la agenda aquí.

, Redaccion EconoJournal

En momento clave para la minería argentina, Arminera 2025 se prepara para ser el escenario ideal para discutir los desafíos, oportunidades y avances del sector. Además, al ser un evento que representa a todo el país, será el punto de encuentro más importante para todos los actores de la minería argentina, desde empresas locales hasta inversionistas y autoridades internacionales, destacaron desde la organización.

Alcance federal

Este año la exposición tendrá una marcada participación federal, con la presencia de 12 provincias productoras de recursos minerales. Además, habrá más de 300 expositores de todo el país y se espera una asistencia de más de 12.000 visitantes.

Entre las actividades confirmadas tendrá lugar la Mesa del Litio, integrada por las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca y la Mesa del Cobre, conformada por las provincias de San Juan, Jujuy, Salta, Catamarca y Mendoza. Ambos espacios buscan establecer bases y acuerdos que impulsen y potencien a sus respectivos recursos.

La Ronda de Negocios es otra de las actividades más esperadas dentro de la agenda de la exposición: un encuentro B2B que permite a los expositores interactuar directamente con los principales compradores de los yacimientos mineros que operan en el país. En ediciones anteriores tuvieron lugar más de 1.800 reuniones.

Proyección internacional

El encuentro clave para la industria minera en Argentina también se posiciona internacionalmente: 15 delegaciones extranjeras ya confirmaron su participación en Arminera 2025.

Acreditación online y sin cargo para profesionales del sector

Los profesionales, empresarios e interesados en la industria minera que deseen visitar la exposición pueden acreditarse de manera online y sin cargo a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

El grupo Neuss, liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, se asoció con Rubén Cherñajovsky y Luis Galli, los principales referentes del grupo Newsan, uno de los principales fabricantes de electrónica en Tierra del Fuego, que en los últimos meses diversificó su portafolio mediante la compra de firmas de otros rubros como, por ejemplo, Procter & Gamble, y con otros conocidos empresarios del establishment local como Guillermo Stanley y Carlos Giovanelli, de Inverlat Investments, para crear Edison Energía. Se trata de un nuevo holding que esta semana adquirió un conjunto de activos eléctricos en el país. En esa lista figuran Edet, la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán: Ejesa, la Empresa Jujeña de Energía; Litsa, que controla una red de transmisión eléctrica en el Litoral: y Cempsa que es titular de un complejo hidroeléctrico en Mendoza.

Otros de los integrantes del nuevo grupo empresario es Federico Salvai, que fue jefe de Gabinete de María Eugenia Vidal, en su periodo al frente de la gobernación de la provincia de Buenos Aires; y Damián Pozzoli, ambos pertenecientes a Inverlat Investments.

A través de un comunicado difundido en la tarde de este jueves, desde Edison Energía informaron que apuntan a llevar a cabo una inversión en infraestructura energética de US$ 300 millones en los próximos cinco años.

El objetivo, según precisaron, es fortalecer la presencia regional del grupo, optimizar la gestión operativa y garantizar un suministro eléctrico eficiente y sustentable en provincias clave del país como Tucumán y Jujuy y también la transmisión del Litoral, buscando una mejora sustancial en la eficiencia y calidad del servicio para los usuarios.

Experiencia

El grupo inversor, conformado por la familia Neuss, Inverlat Investments e inversores particulares, cuenta con experiencia en el sector energético. Esto es así porque la familia Neuss participa en el sector mediante la distribuidora de energía eléctrica EDERSA, en Río Negro, a través de IPE Energía, empresa dedicada a la construcción de obras electromecánicas, y, mediante Harz Energy, empresa de generación eléctrica con parques solares en Córdoba. A su vez, Inverlat Investments es accionista de Aspro Servicios Petroleros, entre otros activos como Havanna.

Desde el nuevo holding destacaron que “la decisión estratégica de conformar Edison Energía surge como una fuerte apuesta de empresarios locales al país, motivados por los cambios positivos del sector energético nacional y las políticas nacionales y provinciales pro-inversión privada. En este sentido, Edison Energía mantendrá la continuidad operativa, preservará las fuentes laborales y realizará inversiones significativas en infraestructura tecnológica y sostenible”.

Por último, remarcaron que la empresa tiene como meta brindar respuestas personalizadas a las necesidades de las provincias involucradas, generar empleo y fomentar el crecimiento económico local. “Se enfocará en ofrecer soluciones innovadoras para enfrentar los desafíos actuales del sector, apoyándose en el conocimiento y experiencia de destacados profesionales del ámbito energético”, concluyeron.

, Redaccion EconoJournal

La 27° Reunión Latinoamericana de Logística, organizada por la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA) reunirá a los principales referentes del sector los días 20 y 21 de mayo de 2025 en la Ciudad de Panamá. El objetivo que persigue el encuentro es dar a conocer las últimas tendencias, estrategias e innovaciones tecnológicas en logística para la industria petroquímica y química.

“Como cada año, será una oportunidad única para el intercambio de buenas prácticas, la generación de nuevas alianzas estratégicas y el desarrollo de negocios”, destacaron desde la organización.

Un programa diseñado para el futuro de la logística

En un contexto de transformación global, la agenda de la Reunión Latinoamericana de Logística abordará los grandes desafíos y oportunidades del sector, con sesiones centradas en:

• Tendencias y escenarios económicos que impactan en los procesos logísticos.
• La revolución de la logística marítima y fluvial: desafíos y nuevas estrategias.
• Innovaciones tecnológicas que están marcando el ritmo en el sector.
• Nuevas prácticas en la gestión de puertos y su impacto en la competitividad.
• Sostenibilidad y regulaciones: energías renovables, eficiencia y cumplimiento normativo.
• El futuro del talento en logística industrial: análisis del mercado laboral y la evolución de los perfiles profesionales.

Una experiencia única: visita técnica al Canal de Panamá

Como parte de la agenda del evento los participantes tendrán acceso exclusivo a una visita técnica al Canal de Panamá, una de las maravillas de la ingeniería moderna y pieza clave en la logística mundial. “Esta será una oportunidad excepcional para conocer desde adentro el funcionamiento de esta infraestructura icónica, comprender su rol estratégico en el comercio global y analizar de primera mano los desafíos operativos y tecnológicos que enfrenta el sector”, aseguraron desde APLA.

¿Quiénes participan de la Reunión de Logística de APLA?

Ejecutivos y tomadores de decisiones en Supply Chain, operaciones, logística, compras y comercial de la industria petroquímica y química participarán de esta nueva edición. También, empresas productoras, distribuidoras, importadoras y exportadoras de productos petroquímicos y químicos, proveedoras de servicios logísticos que buscan expandir su red de negocios, terminales portuarias y operadores logísticos interesados en conocer las últimas tendencias del sector.

Más información e inscripciones: www.apla.lat

, Redaccion EconoJournal

El gobierno reestructurará la conducción del principal organismo encargado del despacho de energía en la Argentina. Se trata de Cammesa, una compañía mixta en los hechos está controlada por el Estado que está al frente de la administración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Según indicaron a EconoJournal fuentes privadas, Mario Cairella, un funcionario alineado políticamente con el asesor presidencial Santiago Caputo, dejará en las próximas horas la vicepresidencia de Cammesa.

La decisión, que se oficializará este viernes en la reunión de directorio de la empresa, se materializa en la antesala de la reforma eléctrica que se instrumentará a partir de noviembre de este año, uno de los proyectos más desafiantes y ambiciosos que se propuso el gobierno libertario. En el Poder Ejecutivo consideran que para implementar la liberación gradual del mercado eléctrico —una iniciativa que requerirá de una destreza quirúrgica para ir desarmando las múltiples capas de intervencionismo estatal edificadas en las últimas dos décadas— es condición necesaria que todos los actores gubernamentales involucrados en el proceso estén alineados en el mismo objetivo.

Cairella fue crítico de los lineamientos de la reforma del sector eléctrico que fueron validados por el Subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, otro funcionario que paradójicamente también está alineado con Santiago Caputo, y la secretaria de Energía, María Tettamanti. Tanto que lo dejó por escrito en en un grupo de whatsapp de Contactos Petroleros, una organización que nuclea a cientos de directivos y personas vinculadas a la industria: “(Es una) reverenda BURRADA (sic) inconsulta así como está. (Es) sólo un headline (título en inglés) sin un plan detrás”, escribió el jueves 30 de enero a las 9.41 de la mañana.

Desde esa óptica, la salida de Cairella apunta a robustecer el alineamiento entre el Ejecutivo y la línea técnica de Cammesa justo en un momento en que habrá que tomar decisiones en distintas dimensiones —regulatorias, económicas y tecnológicas, entre otras— para lograr una mayor apertura del mercado eléctrico.

Desde la Secretaría de Energía evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio. En tanto que un colaborador directo de Cairella transmitió una mirada de la situación desde un ángulo diferente: «Desde la Oficina del presidente Milei le pidieron a Mario (Cairella) que se haga cargo de un proyecto importante en una provincia«, indicó sin mayores precisiones. Cairella estuvo los últimos meses abocado a la resolución de conflictos judiciales y administrativos con distribuidoras del interior que acumularon deudas millonarias con Cammesa por no pagar la factura de compra de energía en el mercado mayorista. Uno de los frentes más complejos es con las cooperativas eléctricas de Chubut.

Mala relación

Desde que asumió, en mayo del año pasado, Cairella no logró establecer una relación armoniosa con la Secretaría de Energía. Con Eduardo Rodríguez Chirillo, ex titular de la cartera que hoy se desempeña como asesor del ministro Federico Sturzenegger y director de YPF, tuvo múltiples enfrentamientos.

De hecho, Rodríguez Chirillo hizo todo lo posible para que Cairella no sea nombrado en el cargo y a través del gerente general de Cammesa, Jorge Garavaglia, un hombre de su confianza, chocó permanentemente con el vice en la gestión cotidiana de la compañía. Cairella llegó incluso a enviarle una carta a Rodríguez Chirillo donde se quejaba por el retraso en el envío de fondos. “Se solicita al señor Secretario tenga a bien realizar los máximos esfuerzos para que las transferencias a cargo del Estado Nacional se efectúen en tiempo y forma, permitiendo así la oportuna adquisición y distribución de los combustibles necesarios para asegurar la continuidad operativa del SADI (Sistema Argentino de Interconexión)”, aseguró en agosto de 2024.

Con la actual secretaria de Energía, María Tettamanti, tampoco logró construir una relación de trabajo. Uno de los últimos cortocircuitos entre Cairella y funcionarios del área energética quedó en evidencia en pleno verano, cuando el todavía vicepresidente de Cammesa impulsó la firma de un contrato de importación en firme desde Brasil por 1000 megawatt (MW) de energía a un costo cercano a los 100 dólares por MWh. Tettamanti y el Ministerio de Economía objetaron la rúbrica de ese acuerdo comercial por entender que no era necesario que el Estado incurriera en el pago de energía importada más cara. Y al mismo tiempo, advirtieron que Brasil no está en condiciones de asegurar la venta en firme de 1000 MW.

La reunión de Directorio de Cammesa está convocada para mañana con un sólo tema en el orden del día bajo el título de «Información relevante Vicepresidencia de Cammesa».

, Nicolas Gandini

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) aplicó a Edesur multas $ 12.682 millones durante los meses de enero y febrero de este año. En el mismo período, Edenor, la otra distribuidora que abastece al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), recibió multas por $ 3.000 millones. Se evidencia que el ente aplicó severas sanciones a Edesur, que cuadruplicaron las multas recibidas por Edenor y que dejan cristalizadas las diferencias en el desempeño operativo entre ambas distribuidoras.

Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que las sanciones aplicadas por el ENRE a Edesur representaron casi un 25% de los ingresos que la distribuidora del grupo italiano Enel recibe por el concepto de Valor Agregado de Distribución (VAD), que totalizan alrededor de $ 50.000 millones por un mes de facturación.

En las boletas, el VAD es el componente que representa el margen de ingresos de las distribuidoras. Los otros dos componentes son el costo de transporte y el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), además de los impuestos.

Apagones

Las sanciones del ENRE a las distribuidoras no incluyen multas por las fallas que provocaron los dos apagones que hubo a comienzos de este mes. Todavía no concluyeron las investigaciones para determinar qué causó la salida de las cuatro líneas de alta tensión que derivaron en cortes de suministro primero a 400.000 y después a 740.000 usuarios.

Otro dato a tener en cuenta es que, además de las sanciones, a mediados de enero el ENRE modificó los parámetros para medir la calidad del servicio de Edesur y Edenor, que comercializan el 40% de la energía que se consume en el país. En los hechos, el ente les exigirá que reduzcan la cantidad y duración de los cortes de electricidad en hasta un 50%, dependiendo la zona del AMBA. La medida del ENRE es condición necesaria para aprobar el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que define el VAD que recibirán las distribuidoras hasta 2030.

Además, el ente redujo la tasa de rentabilidad de los activos de Edenor y Edesur que aplica el organismo para determinar la estructura tarifaria. El principal argumento que utilizó fue la baja del riesgo país de los últimos meses, que implicará un menor costo de financiamiento para las distribuidoras.

Sanciones

Los montos de las sanciones a las dos distribuidoras del AMBA surgen de la recopilación que realizó EconoJournal a partir de las resoluciones del ENRE publicadas en el Boletín Oficial en los últimos tres meses. En el caso de Edesur, son 13 resoluciones (45,57, 58, 59, 61, 64, 70, 78, 104, 118, 135, 138 y 139) aplicadas entre enero y febrero de este año.

Las multas a Edesur corresponden a distintas faltas que realizó entre 2019 y los primeros meses de este año. Las sanciones son por incumplimientos en materia de seguridad y en el deber de informar, errores en la facturación, perturbaciones y problemas en la calidad técnica del servicio, demoras en la puesta a disposición de suministro y por recuperos de consumos no registrados.

El ENRE informó que inició un expediente de oficio para evaluar “las causas, responsabilidades, y, en caso de corresponder, sanciones a aplicar” a Edesur luego de los dos apagones masivos que hubo el miércoles pasado. En rigor, el ente le solicitó a Edesur que realice informes técnicos sobre las fallas y, también, adelantó que investigará los dos eventos que derivaron en el “desenganche de las líneas de alta tensión Bosques-Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 05.24 y de las líneas de alta tensión Costanera-Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 12.07, que dejaron sin servicio a 550.000 y 740.000 usuarios respectivamente”.

, Roberto Bellato

El presidente de IRSA, Eduardo Elsztain, destacó el potencial que posee la Argentina respecto a la industria minera por la abundancia de minerales críticos y remarcó la necesidad de incrementar las inversiones para impulsar el desarrollo de proyectos. “Chile invierte casi el 10 % de su PBI en el sector minero, al igual que Canadá, y en la Argentina no llegamos al 1%. El país tiene un enorme potencial de crecimiento, pero hay que aumentar las inversiones”, aseguró en el panel Maximizando la riqueza mineral latinoamericana, del IEFA Latam Forum que se llevó a cabo este martes.

El empresario también consideró que, para dinamizar el crecimiento del sector, será clave la inversión extranjera directa a fin de poner en marcha los diferentes proyectos que están en agenda. Sin embargo, advirtió: “Siempre es bueno que exista un socio local”.

Elsztain consideró que es fundamental la estabilidad que se da en el nivel macroeconómico a fin de poder mantener bajas las tasas de interés y generar inversiones. A su vez, el ejecutivo de IRSA reparó en la importancia de que las provincias, que son las dueñas del recurso, y el gobierno nacional trabajen en conjunto para tratar de seducir inversores, algo que también había destacado en Toronto al participar de la PDAC, la mayor convención de minería del mundo.

Estabilidad e inversiones

En el panel que compartió con Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper (empresa que tiene a su cargo el proyecto Los Azules); Pablo Tarantini, director general de Integra Capital; y Guillaume Légaré, director para Sudamérica de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX); Elsztain se mostró optimista y planteó que “este fenómeno de estabilidad va a ayudar a que lleguen las inversiones, porque ya no es rentable como activo comprar un departamento en el exterior sino buscar oportunidades genuinas”.  

A su vez, se refirió a las políticas impulsadas por el gobierno de Javier Milei y sostuvo que “el logro de este gobierno es mantener el equilibrio fiscal y no emitir dinero. Sin embargo, esta situación hace que se frenen los créditos para inversiones, que hoy, cuando llegan al 0,5% del PBI, están en el nivel más bajo de la región”.

Frente a este escenario, insistió en la necesidad de atraer inversiones extranjeras que “demostraron en los años 90 que es la única forma de lograr mayor productividad y más puestos de trabajo”.

Estabilidad e inversiones

En esa línea, proyectó que las inversiones se acelerarán a medida que el crecimiento económico se acentúe. Y consideró que esto sucederá a lo largo de este año y el que viene. “Lo puedo ver claramente en los shoppings, donde hasta principios de 2024 se cerraban locales y hoy hay más pedidos de metros cuadrados que solicitudes de cierre”, puntualizó Elsztain.

Proyectos

La semana pasada Elsztain expandió sus operaciones en la industria minera. Esto es así porque se convirtió en uno de los principales accionistas de la minera canadiense Argenta Silver, empresa que tiene el 100% de los derechos del proyecto de plata El Quevar.

La iniciativa se encuentra ubicada en Salta y está en etapa de exploración. El empresario realizó una inversión de 5 millones de dólares canadienses gracias a la cual adquirió el 12,7% de la compañía.

Además, también es el mayor accionista de la minera australiana Challenger Gold que posee el proyecto aurífero Hualilan, en San Juan, que en la actualidad está en etapa de exploración avanzada. Elsztain posee una participación del 12,7% de la firma.

, Redaccion EconoJournal

Loginter, la empresa dedicada a las soluciones logísticas y tecnológicas anunció la construcción de una nueva nave en su sede de Don Torcuato. Con una inversión estimada de nueve millones de dólares, la compañía desarrollará su cuarta nave logística en su predio de zona Norte, alcanzando los 44.000 metros cuadrados de superficie operativa.

“En un contexto económico desafiante, Loginter continúa apostando por el crecimiento con un proyecto que fortalecerá su capacidad operativa y que se suma a los más de 368,000 m² que la compañía opera en el país. Se trata de la construcción de una cuarta nave de 11.000 m² en su actual Centro Logístico Don Torcuato”, remarcaron desde la firma.

Desarrollo

El nuevo warehouse es parte de un plan integral que contempla alcanzar los 66.000 m² de base operativa en el predio, de los cuales ya se encuentran construidos más de 33.000 m².

Además, en el marco de este proyecto, la empresa también se encuentra trabajando en mejoras que le permitirán contar con la certificación LEED (Leadership in Energy and Environmental Design, por sus siglas en inglés) para todo el centro logístico para garantizar que las instalaciones prioricen el uso responsable de los recursos para alcanzar la máxima eficiencia, al tiempo que se implementan distintas prácticas que minimizan el impacto ambiental, según precisaron.

“Este proyecto refuerza nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de nuestras operaciones, impulsando nuestro crecimiento, la generación de empleo genuino, y nuestro propósito de ser la compañía que brinda las mejores soluciones logísticas y tecnológicas de la región”, señalaron desde la Dirección General de Loginter.

De acuerdo con los planes de la compañía, la nueva nave comenzaría a operar en noviembre de este año.

, Redaccion EconoJournal

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín advirtió este martes que el costo de producir petróleo en Vaca Muerta es hasta un 35% mayor que en los EE.UU. debido a los elevados costos de las compañías de servicios especiales, tal como se conoce a las prestadoras de servicios de completación de pozos. En su participación en el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA), el titular de la petrolera controlada por el Estado afirmó que las empresas de servicios «tienen que ponerse a la altura de las circunstancias». El punto levantado por Marín coincide con expresiones similares realizadas por el viceministro de Energía y Minería, Daniel González en el CERAWeek.

Marín trazó una comparación entre los costos de producción en la formación neuquina de shale gas y shale oil y en los EE.UU. «Yo agarro un pozo de Vaca Muerta, lo metó en un avión y lo bajo en Estados Unidos, pongo los costos unitarios y me da 35% más barato que en la Argentina«, afirmó.

El CEO de YPF remarcó que esa diferencia no se debe a mayores costos salariales en la Argentina. «Con los sindicatos tenemos que trabajar en otra cosa, en eficiencias, en multitareas, pero esa es otra agenda. El sueldo en la Argentina no es mayor que en los EE.UU.», dijo.

En cambio, apuntó contra las tarifas que cobran las compañías de servicios. «El problema es que los costos unitarios que tenemos en herramientas de las compañías de servicio de alta tecnología y materiales es totalmente fuera de rango de lo que hay en los Estados Unidos«, disparó.

«Nosotros decidimos patear el tablero, ya le dijimos a todas las compañías de servicio que tienen que ponerse a la altura de las circunstancias. Vamos a duplicar la actividad en la Argentina y Vaca Muerta irá a 1,2 millones de barriles de petróleo y 200 millones de metros cúbicos de gas», subrayó.

Coincidencia

La crítica de Marín a las tarifas que cobran las empresas de servicios petroleros coincide con expresiones similares de Daniel Gónzalez. El secretario coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía había hecho hincapié en que falta competitividad en el eslabón de servicios petroleros.

«Cuando nos alejamos de la geología y nos dirigimos a las operaciones, diría que hemos logrado avances significativos. Hemos reducido los tiempos de perforación y de finalización. Pero porque la productividad también mejora en Permian, siempre estamos entre 6 y 12 meses por detrás. Hay muchas cosas de vanguardia por hacer. Creo que las empresas en Argentina lo están haciendo. Ahora, lo único en lo que somos menos competitivos es en las tarifas de los servicios«, dijo la semana pasada en el CERAWeek en Houston.

«Me reuní con un productor independiente estadounidense que fue a Argentina. Me dijo: «Bueno, por lo que veo, es el doble, ¿no?». Eso, por supuesto, tiene que ver con lo que discutimos antes sobre las restricciones cambiarias. Uno paga por eso. Pero también tiene que ver con la falta de competencia. Tenemos menos empresas de servicios en Argentina de las que deberíamos», concluyó.

, Nicolás Deza

El gobernador Alberto Weretilneck logrará el pago de un canon millonario por el paso del oleoducto Vaca Muerta Sur y la construcción de un puerto de exportación de crudo en sus aguas. De esta forma se destrabará el megaproyecto que permitirá transportar 550.000 barriles de petróleo por día.

Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes de YPF tras el pedido que impulsó el mandatario rionegrino. De acuerdo a la información brindada, se trataría del pago de un canon anual a través de una suma fija: “No serán regalías será un monto fijo por año”, indicaron desde la empresa.

Bajo el argumento de que la provincia aportaba el puerto y la licencia social, en un principio, el gobernador Weretilneck había planteado un cobro equivalente al 1% de regalías sobre el precio de venta del crudo que transportaría el oleoducto. El porcentaje equivalía a unos 60 millones de dólares. Sin embargo, la sociedad VMOs terminaría abonando un monto menor al solicitado: “Vamos a llegar a un acuerdo lógico, pero ya deberá estar solucionado la semana próxima”, indicaron desde la compañía.

La posible aplicación de esta tasa sobre el megaproyecto que impulsa YPF tomó por sorpresa a las compañías petroleras que participan del Vaca Muerta Sur. Principalmente, porque consideraron injusto el reclamo presentado tiempo después de que la obra haya comenzado.

Por otro lado, criticaron las intenciones de generar un cobro por parte de la provincia rionegrina ya que “nosotros veníamos hablando este proyecto, pero en la vida hay que jugar bien y limpio”. Tras varias reuniones, finalmente confirmaron que “estamos en el proceso final de negociación y se cerrará en los próximos días”.

Mano de obra local

EconoJournal reveló en febrero que la intención por parte del gobernador Weretilneck de aplicar el cobro de un canon sobre la producción transportada en el Vaca Muerta Sur había sido manifestada a directivos de distintas petroleras que participan del proyecto. El inédito pedido generó una reacción negativa entre las compañías, principalmente porque el proyecto había presentado su adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), un marco jurídico que le garantizaba estabilidad fiscal a los inversionistas.

El pedido se dio al mismo tiempo que la provincia iniciaba un reclamo de contratación del 80% de mano obra de local para el proyecto, situación que encadenó una protesta por parte de la Uocra regional. “Hoy, de 70 trabajadores en el obrador de Villa Regina, solo 23 son rionegrinos. ¡Una vergüenza! Mientras tanto, cientos de trabajadores de la Uocra esperan su oportunidad. si Techint, Sacde, YPF y VMOs no cumplen, la obra se para”, había escrito en su cuenta de X el gobernador Weretilneck.

Más capacidad

El oleoducto Vaca Muerta Sur permitirá aumentar la capacidad de transporte de crudo desde la Cuenca Neuquina y generar exportaciones por U$S15.000 milones por año. Para YPF el megaproyecto es central para destrabar el cuello de botella de evacuación que presenta Vaca Muerta.

Desde la compañía confirmaron que, además, aprobarán el Duplicar X, una iniciativa de Oldelval que sumaría 24.000 metros cúbicos día de volumen de exportación. El año pasado Pluspetrol, Shell y Vista habían pedido formalmente a Oldelval que explore alternativas en el plano técnico para ampliar la capacidad de evacuación y, en ese contexto, la compañía diseñó un proyecto que incluye la incorporación de ese volumen a su red.

YPF posee un 37% del capital social de Oldelval, por esta razón, la iniciativa se vio demorada tras el lanzamiento de la sociedad Vaca Muerta Sur que finalmente quedó conformada por YPF, PAE, Pluspetrol, Vista, Pampa Energía, Chevron y Shell. Horacio Marín, CEO y Presidente de YPF esperaba poder contar con el aval de las petroleras en el VMOs para luego tomar una decisión en torno al proyecto de Oldelval. Ahora, tras concretada la sociedad, desde la compañía de mayoría estatal confirmaron que darán visto bueno al Duplicar X.

Tecpetrol es una de las compañías que confirmó su intención de evacuar toda la producción proveniente de Los Toldos II Este desde Duplicar y Duplicar X.

, Laura Hevia

Tras sumarse al consorcio para la producción de Gas Natural Licuado de Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar, y reencaminar el “Argentina LNG” con la angloholandesa Shell como nuevo socio, YPF trabaja en un tercer proyecto que promete ser motivo de anuncio de corto plazo si las partes involucradas cierran un acuerdo que se encuentra en etapa avanzada de negociación, aseguraron fuentes de la compañía a la EconoJournal.

La alternativa de esa tercera fase de desarrollo del GNL para la compañía nacional es resultado de los viajes que el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, realizó a mercados de Asia y Europa en enero, donde recogió el interés de empresas y gobiernos locales de contar con un nuevo oferente energético de abastecimiento seguro y competitivo, el gran desafío para cualquier proyecto que se presente desde la Argentina.

Las fuentes consultadas sólo señalaron que se trata de negociaciones que se llevan adelante con “empresas internacionales de primer orden global” con las cuales si se logra cerrar un acuerdo en el corto plazo podría convertir al país en un exportador de GNL “mucho más rápido” que el proyecto que encabeza PAE y que está en fase avanzada. Las fuentes consultadas no quisieron precisar el nombre de las compañías internacionales con las que negocia YPF.

Lejos de develar los detalles del proyecto, el reciente viaje a países de Asia habría sido determinante para acercar off takers a la producción futura de manera de poder avanzar con el trabajo de financiamiento internacional para las obras de infraestructura planeadas.

“Seguramente pueden ser off takers en condiciones similares a las que se llevan adelante con Shell y están vinculados a la demanda que pueden ofrecer los mercados de Japón, China, Turquía, Rumania, Italia, Francia o Portugal” se señaló

Acuerdos

A fines de 2024, YPF se sumó al consorcio PAE-Golar junto a Pampa Energía y Harbour Energy, el cual se espera que antes del 30 de abril se anuncie el FID (Decision Final de Inversión) para avanzar en la instalación de la primera unidad flotante de licuefacción en las costas de Río Negro, que incluye la llegada del buque “Hilli Episeyo”.

Los voceros al tanto de ese proceso explicaron que las negociaciones con los socios “están permitiendo llegar a un buen deal a valores muy competitivos con los de Estados Unidos” cuyos detalles se darán a conocer primeramente al mercado en pocas semanas.

Fuentes del sector explicaron al respecto que un entendimiento contractual que permita ser competitiva a Vaca Muerta y al proyecto de GNL deberá rondar un costo de tres dólares  por millón de BTU para el proceso de licuefacción en una unidad flotante como la que ofrece Golar, tal los valores de mercado que se están reconociendo en estos momentos en Estados Unidos.

El costo del GNL debe incluir el valor del gas a boca de pozo, el transporte y la licuefacción, de lo cual sale un precio de costo al que se debe sumar la ganancia para obtener el precio FOB con el cual competir con grandes productores y exportadores globales de Estados Unidos, Qatar o Australia.

En esa evaluación de costos, es que las fuentes explican que los dos proyectos ya anunciados de PAE y Argentina LNG “son cada vez más competitivos”, con mejora de hasta U$S 0,20 por millón de BTU en el caso de llegar a compradores de Asia y por encima de los U$S 0,10 en Europa, diferenciados principalmente por la logística involucrada.

Así como la denominada Fase 1 tiene una meta de corto plazo para definir el FID, para el proyecto que encabeza YPF con Shell se avanza en las propuestas con “tres super majors” que pueden asegurar la colocación inicial de todo lo que se produzca. “En abril se empiezan a definir las propuestas y los acuerdos para pasar al FID en abril de 2026”, aseguran.

Estos acuerdos permitirán avanzar con la ingeniería de detalle de los dos barcos licuefactores involucrados -con arribos previstos para 2029 y 2030- de 5 MTPA cada uno, equivalentes a 40 MMm3/día de gas natural y valores de exportación de entre US$ 8.000 y US$ 10.000 millones al año, según el movimiento de precios que tenga el mercado hasta finales de la década.

Otra negociación en marcha para el offshore

La dinámica de los proyectos en YPF obliga a seguir conversaciones en múltiples frentes, ya sea para la desinversión en las áreas maduras que la convertirán en 2026 en una petrolero del no convencional, como la profundización de los proyectos de infraestructura para la evacuación de la producción de Vaca Muerta o el futuro de las áreas offshore que cuenta la compañía.

En este sentido, fuentes de la empresa explicaron que se buscará avanzar en el corto plazo con una super major, de fuerte especialización en la actividad costa afuera, de las mejores del offshore, para que ingrese como socia a las áreas que YPF tiene en Uruguay, lo que permite reafirmar que la empresa argentina no se va de sus compromisos en el vecino país.

“Estamos hablando con una compañía internacional, de las mejores del offshore, que si el negocio le resulta apetecible va a trabajar con YPF en Uruguay con el desarrollo de la sísmica y eventualmente con la decisión de perforar a su riesgo”, explicó una fuente al dar detalles de lo que Marin anticipó días atrás en ocasión de participar en el CeraWeek, de Houston.

El entusiasmo lleva a afirmar que “se trata de una propuesta transformacional en la cual YPF no debería poner plata pero le puede generar un salto cuántico en el valor de la compañía”.

De prosperar esa negociación que se define internamente como un “fast track”, un acuerdo acelerado que deberá ser aprobado por el directorio de YPF y que permitirá contar con el know how y respaldo financiero del nuevo socio con amplia experiencia en la exploración y explotación en aguas profundas, a más de 3500 metros de profundidad, a cambio de lo cual tomará un porcentaje de la operación.

YPF pasará a ser socio, no operador del bloque en Uruguay, y esa experiencia podrá ser replicada en las seis licencias vigentes que tiene en el Mar Argentino. En el caso de que la petrolera global no se interese finalmente en el proyecto, YPF avanzará en una licitación internacional para invitar a otras empresas con conocimiento del offshore

De esta manera, se reafirma que la compañía no planea desprenderse de los activos en el offshore argentino y uruguayo, sino que primero se avanzará con la idea de analizar el potencial de los bloques disponibles y, en función de los resultados, definir la estrategia.

, Ignacio Ortiz

El presidente de Pan American Energy (PAE), Alejandro Bulgheroni, respaldó este martes las reformas que está impulsando el gobierno de Javier Milei. “El país está a toda velocidad. El presidente Milei está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como las obras de infraestructura relacionadas que implican inversiones de decenas de billones de dólares por año”, aseguró.

El ejecutivo comenzó su discurso en el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA, según su sigla en inglés) con una dura crítica a las políticas energéticas que se han venido impulsando a nivel internacional para reemplazar a los combustibles fósiles. “En los últimos años se han escuchado numerosos pronósticos y se han tomado decisiones burocráticas a nivel internacional, sobre todo en los países europeos, respecto del reemplazo de combustibles fósiles con energías renovables. Esta corriente de pensamiento y de acción impulsó grandes inversiones de aproximadamente 10 trillones de dólares en los últimos 20 años. El resultado de todo esto fue la vuelta al carbón, record de emisiones y un sistema energético global poco confiable. No exactamente misión cumplida”, aseguró el titular de la principal petrolera privada del país.

Luego aseguró que en la actualidad se está remodelando profundamente el panorama energético mundial, de la mano de conflictos geopolíticos como la invasión de Rusia a Ucrania y la asunción de nuevos gobiernos en varios países.  “Con el regreso de Donald Trump a la presidencia de Estados Unidos, las prioridades se centrarán nuevamente en la producción de energía convencional y lo que su administración denomina ‘dominancia energética’ expresada en la orden ejecutiva del pasado 14 de febrero que indica que la política de su administración será expandir todas formas de producción de energía confiable y accesible con el objetivo de reducir la dependencia de Estados Unidos de las importaciones”, remarcó.

Bulgheroni sostuvo que en este nuevo contexto “asegurar suministros confiables de minerales críticos para la transición energética se ha convertido en una prioridad clave tanto para las empresas como para los gobiernos. Argentina posee vastas reservas de materiales estratégicos como litio, cobre y uranio, entre otros, que son esenciales para el almacenamiento de energía, la movilidad eléctrica y la digitalización, incluyendo vehículos eléctricos, baterías, paneles solares y redes eléctricas inteligentes. Si bien los recursos están presentes, aun no se han evaluado los volúmenes exactos de las reservas”.

“Hay que tener en cuenta que Argentina tiene gas y petróleo suficiente para abastecer el consumo interno y exportar al mundo. Por lo tanto, hay que tomar las decisiones de desarrollo e inversión mirando al mercado externo”, agregó. Ahí fue cuando respaldó la política energética oficial: “Si bien la Argentina ha logrado avances importantes, todavía enfrenta desafíos claves en términos de infraestructura, financiamiento, costos internos y demostrar estabilidad en el tiempo. Hemos escuchado las palabras del secretario de Finanzas, Pablo Quirno, (quien expuso al comienzo de la jornada) que realmente son refrescantes para todos. El país está a toda velocidad. El presidente Milei está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como las obras de infraestructura relacionadas que implican inversiones de decenas de billones de dólares por año”.

“Estados Unidos está trabajando fuertemente para incrementar sus actividades de gas y petróleo y desarrollando infraestructura necesaria con el objetivo de expandir su potencial industrial. Nosotros tenemos que hacer lo mismo y rápidamente. No podemos perder el tren, como lo hemos hecho en otras oportunidades, demasiadas. La demanda global de energía está creciendo y se espera que se duplicará para el 2050”, insistió Bulgheroni.  

, Redaccion EconoJournal

La ausencia de infraestructura de transporte suele ser uno de los grandes escollos que deben enfrentar las empresas petroleras para poder incrementar su producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Al mismo tiempo que Oldelval, la empresa encargada del transporte y evacuación de petróleo desde la cuenca Neuquina hacia el Atlántico, finaliza las obras para aumentar de forma permanente la capacidad de transporte a través del proyecto Duplicar Plus, Pluspetrol puso en marcha un el oleoducto Bajo del Choique Nordeste, con el objetivo de incrementar su producción de crudo en el norte de Neuquén, precisamente en la zona de Rincón de los Sauces.

Esta obra de infraestructura fue realizada por la empresa constructora Víctor Contreras y tiene como objetivo transportar la producción de petróleo desde el Área Bajo del Choique (BdC) hacia la Terminal de Petróleo ubicada en Auca Mahiuda (AMOT).

Desde la compañía aseguraron: “Este proyecto representa un avance significativo en la infraestructura energética de la región y reafirma el compromiso de la empresa con la eficiencia y la sostenibilidad”.

El oleoducto

El oleoducto se extiende por un total de 42,1 kilómetros. Comienza en el área Bajo del Choique y recorre 20,1 kilómetros paralelos a la Ruta Provincial N°5. A lo largo de su trayecto, atraviesa los bloques Bajo del Choique y Bajo del Toro Oeste, según precisaron.

A su vez, el oleoducto gira hacia el Este, cruza la Ruta Provincial N°5 y tiene una traza de 22 kilómetros más, punto en el que llega a Bajo del Toro Este, Aguada Chivato-Bocarey y finaliza en La Banda. En este lugar se conectará con los tanques de la Terminal de Petróleo AMOT.

Desde la firma precisaron que la tubería construida tiene una presión de diseño de 101,24 kg/cm² y está fabricada bajo la norma API 5L X-PSL-2 (especificación del Instituto Americano del Petróleo (API) para la fabricación de tuberías de acero). Posee un espesor de pared de 9,53 milímetros para la mayor parte de la traza. En sectores con cruces especiales, el espesor se incrementa a 10,31 milímetros.

Sistema de monitoreo

A su vez, el oleoducto cuenta con un sistema de protección catódica, lo que permite garantizar la durabilidad a largo plazo. Además, se le integró un sistema de cable de fibra óptica en las instalaciones para realizar el monitoreo remoto de los volúmenes enviados y recibidos, la detección de fugas y la presión del ducto.

Según precisaron desde la empresa, se instalaron dos trampas scraper (secciones de tuberías que se usan para introducir y retirar herramientas de limpieza en sistemas de transporte de hidrocarburos), una lanzadora y una receptora. Además, para conectar eficientemente el Área Bajo del Choique y Terminal de Petróleo, se han instalado dos ductos de seis pulgadas.

“Para garantizar la seguridad operativa, se han incorporado dos válvulas de corte (line break) en los puntos kilométricos 18+000 y 28+000, ubicadas en cámaras subterráneas con válvulas de cierre electrohidráulicas y sistemas de monitoreo de presión y temperatura”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Tenaris, la compañía metalúrgica y de servicios petroleros perteneciente al Grupo Techint, sumó un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta para impulsar el desarrollo de la formación. El proyecto implicó una inversión de 110 millones de dólares.

La inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing. El objetivo es abastecer la demanda creciente de este tipo de operación en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, clave para el desarrollo energético e industrial de la Argentina, remarcaron desde la empresa.

“Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020” expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.

Operación

El nuevo set de fractura contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.

“Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta”, aseveraron desde la firma.

En paralelo, Tenaris está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año. Frente a este escenario, desde la empresa concluyeron que “Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones”. 

, Redaccion EconoJournal

El gobierno evalúa subirle las tarifas de gas a las industrias y a los usuarios de GNC más que a los hogares en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que debería comenzar a regir a partir de abril. El objetivo es garantizarles a las distribuidoras los ingresos necesarios para prestar el servicio minimizando al mismo tiempo el impacto sobre la inflación.

Lo que prometió el gobierno es que el aumento para los hogares que surja de la RQT no será superior al 9,9% anual por sobre la inflación. El rebalanceo tarifario que se está evaluando es funcional a ese esquema ya que, según remarcaron fuentes oficiales a EconoJournal, permitiría cumplir con la pauta y al mismo tiempo garantizar la operación del servicio y las inversiones gracias al mayor ajuste que se le aplique a los usuarios no residenciales. Los números se terminarán de analizar esta semana y luego se tomará una decisión.    

El aumento que se le aplica a la tarifa residencial de gas tiene un efecto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) que mide el Indec, mientras que la suba para industrias repercute de manera indirecta en los precios y depende de otro conjunto de variables como la actividad y el consumo. Por lo tanto, ni siquiera es seguro que la industria termine trasladando todo ese mayor costo.    

Más allá de que el objetivo principal es evitar un mayor impacto sobre el índice de inflación, en el gobierno buscan dejar en claro que ese rebalanceo entre industria y hogares no es arbitrario y tiene una justificación. Lo que sostienen las fuentes oficiales es que en los últimos 20 años el aumento promedio de la tarifa residencial fue significativamente mayor que la de los otros segmentos. Ese dato es el que permitiría justificar ahora un mayor aumento para las industrias y los usuarios de GNC.

En el gobierno aclaran también que cualquier decisión que se tome no será generalizada para todo el país y tomará en cuenta las particularidades de cada región. Por ejemplo, más del 90% de los clientes de la distribuidora Camuzzi Gas del Sur son usuarios residenciales porque en la Patagonia prácticamente no hay industrias. Por lo tanto, si en ese caso se aplica el rebalanceo que se está evaluando la licenciataria se vería perjudicada porque recibiría un caudal de ingresos menor al de otras distribuidoras como Metrogas que brindan servicios en áreas industriales.

, Fernando Krakowiak

Pluspetrol, una de las cuatro mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, se convertirá en el principal exportador de gas hacia Uruguay a partir de la comercialización de gas extraído en Vaca Muerta. La compañía controlada por accionistas locales será la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino. El contrato será entrará en vigencia en mayo de 2025 hasta diciembre de 2028 y el suministro se garantizará con gas proveniente del yacimiento La Calera, el principal activo que posee la compañía en la formación no convencional.  

Se trata de un contrato de exportación en firme por tres años y medio, hasta el fin del Plan Gas vigente. La entrega del gas se realizará en la frontera argentino-uruguaya en los puntos de medición del Gasoducto Gas Link y en la Cámara Colón de Entre Ríos, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa.

Suministro de gas

El precio de exportación estará dado por los precios mínimos en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) establecidos por la Secretaría de Energía de la Argentina, que en la actualidad representan un 5,5% del Brent, más los costos de transporte en firme, según informaron las fuentes consultadas.

En los meses de invierno los volúmenes en firme alcanzarán picos de 400.000 metros cúbicos diarios (Mm3/d), mientras que el promedio en el periodo estival será de aproximadamente 200 Mm3/d. A su vez, se establecieron acuerdos interrumpibles por un período similar que contemplan la exportación de volúmenes por 500 Mm3/d de gas natural.

Exportación de gas

La iniciativa que tiene como protagonista a Pluspetrol contempla una novedad, dado que por primera vez en cinco años la exportación de gas hacia Uruguay volverá a estar en cabeza de un privado, sin la necesidad de que esté mediado por la empresa estatal Enarsa, que desde 2029 hasta 2024 se encargó del suministro de gas a ANCAP, para lo cual todos los años concursaba la venta de gas en el verano entre productores de gas de la Argentina y en invierno garantiza el abastecimiento mediante Gas Natural Licuado (GNL).

A partir de este año, Pluspetrol será el principal proveedor de gas de Ancap, lo que deja de manifiesto el interés de la compañía por posicionarse con fuerza en el mercado de exportación del hidrocarburo. De hecho, luego de adquirir los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta y mediante la firma de este acuerdos con Ancap, Pluspetrol se colocó como el productor argentino con más acuerdos de exportación en firme plurianuales de mayor extensión.

La Calera

La Calera es uno de los bloques estrella de Vaca Muerta. Esto es así porque se trata del mayor yacimiento no convencional de gas con líquidos asociados del país.

Es por esto que a fines de 2023, la empresa comenzó con la puesta en marcha de la nueva planta de procesamiento (una CPF, Central Processing Facility) en el bloque para duplicar su producción de gas, que pasó de 5 a 10 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Las instalaciones también persiguen el objetivo de cuadruplicar la producción de líquidos para producir 4.800 m3/d promedio y apuntalar el desarrollo del no convencional de la cuenca. 

, Redaccion EconoJournal

Funcionarios y referentes de la industria petrolera participarán de la cuarta edición del Vaca Muerta Insights, el evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal que se llevará a cabo el miércoles 26 de marzo en el Hotel Casino, en Neuquén. Durante la jornada, ejecutivos de empresas productoras de hidrocarburos analizarán cuál es el escenario que tiene por delante la industria y detallarán cuánto puede llegar a crecer la inversión en Vaca Muerta durante este año.

Agenda

La apertura del evento estará a cargo de Mariano Gaido, intendente de Neuquén. Luego, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, disertará sobre el impacto que tendrá el incremento de la producción de Vaca Muerta de cara a los próximos años. De la jornada también formará parte Daniel González, viceministro de Energía y Minería, quien brindará detalles del plan energético del gobierno de Javier Milei.

El rol de Vaca Muerta

Directivos de las mayores petroleras analizarán el escenario de producción y expondrán cuáles son los planes para los próximos años. Germán Burmeister, CEO de Shell Argentina, precisará hasta dónde puede crecer Vaca Muerta como play internacional y Matías Weissel, COO de Vista, hablará sobre la consolidación de la formación como hub de exportación de petróleo.

Julián Escuder, country manager de Pluspetrol, abordará cómo será la explotación de un nuevo hub de shale oil. Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix; y Fausto Caretta, managing director de Pan American Energy; expondrán las oportunidades que existen más allá de Vaca Muerta.

Otros ejes

La agenda regional del Mercosur también será uno de los tópicos que se abordarán en el encuentro que se celebrará en Neuquén. Es por esto que Fernanda Cardona, ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, trazará un panorama sobre las externalidades positivas de Vaca Muerta.

Por su parte, Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, expondrá sobre infraestructura y analizará cómo liberar los cuellos de botella del sistema. Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol;  Esteban Falcigno, gerente de coordinación e infraestructura de exploración y producción de hidrocarburos de Pampa Energía; y Joaquín Lo Cane, director de Operaciones de TotalEnergies; debatirán sobre la nueva ventana de petróleo y la agenda del mercado de gas natural. También, se pondrá atención sobre el rol de las operadoras independientes en un panel que estará a cargo de Adolfo Storni, presidente de Capex, y de Carlos Gilardone, CEO de Quintana Energy.

Sector público

En la segunda parte de la jornada habrá un bloque dedicado al sector público y las agendas de ambiente. En ese segmento se desarrollará el análisis de Leticia Esteves, secretaria de Ambiente de Neuquén.

Además, Gustavo Schiappacasse, director Ejecutivo de Fundación YPF; Juan David Orozco, country VP de Halliburton; y Ana Catalano, especialista en Formación Continua; llevarán adelante un panel sobre educación. Y Oliver Houzé, presidente de la SPE a nivel global, hablará sobre la incorporación de jóvenes profesionales a la industria de Oil&Gas.

Christian Cerne, vicepresidente para Latinoamérica de Proshale; Gonzalo Arribere, gerente general de Hidrofrac; Carlos Etcheverry, gerente general de Texproil; y Francisco Díaz Tello (MES); disertarán sobre la agenda de la cadena de valor del sector de Oil&Gas.

Por último, el cierre del evento estará a cargo del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa;  y su par de Río Negro, Alberto Weretilneck; que compartirán las proyecciones que existen para las provincias patagónicas en cuanto al desarrollo hidrocarburífero.

, Loana Tejero

La gobernación de Chubut, que encabeza Ignacio «Nacho» Torres, intimó este mes a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) a que devuelva las minas de uranio que tiene concesionadas en la provincia, incluyendo a Cerro Solo, el mayor yacimiento de uranio del país. El Ministerio de Hidrocarburos provincial argumentó que la CNEA viene realizando una actividad exploratoria y productiva «prácticamente nula» y contraria al potencial económico de Chubut en minería de uranio, según reza una carta dirigida al presidente del organismo nuclear a la que accedió EconoJournal.

Sin embargo, fuentes con conocimiento del tema señalaron que la CNEA avanzó en los últimos meses con gestiones internacionales para encontrar inversores para desarrollar Cerro Solo. En términos políticos, el planteo de la administración de Torres es la primera acción concreta de la provincia en favor del habilitar la explotación metalífera que está prohibida por Ley desde hace más de 20 años. Torres se manifestó en las últimas semanas a favor de impulsar proyectos de uranio de manera compatible con la legislación minera vigente en el distrito patagónico, en clave también con la promoción de la explotación uranífera bajo la órbita del nuevo Plan Nuclear que lanzó el gobierno de Javier Milei.

El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, notificó por carta al presidente de la CNEA, German Guido Lavalle, una intimación para que la institución transfiera o revierta «todas las propiedades mineras de titularidad de la CNEA al estado provincial chubutense». La intención de la provincia es «lograr el desarrollo de recursos uraníferos world class hoy en día desaprovechados».

Las 18 propiedades mineras listadas en la misiva son Los Adobes, La Primera, Cerro Solo, Laguna Colorada, Puesto Alvear, El Ganso, El Molino, Arroyo Perdido, Sierra Cuadrada, Sierra Cuadrada Sur, El Cruce, Mirasol Chico, Cerro Chivo, Cateo Union, Ganso Oeste, La Salteada, La Meseta y El Picahueso. De las propiedades listadas, 12 son minas de uranio, 4 son manifestaciones y 2 son cateos. La titularidad de la CNEA sobre estas propiedades es a perpetuidad ya que fueron otorgadas antes de la transferencia del dominio originario sobre los recursos naturales del Estado nacional a las provincias con la Reforma Constitucional de1994.

Cerro Solo destaca en la lista como el principal yacimiento de uranio de Chubut y de todo el país, con unos recursos razonablemente asegurados de 4420 toneladas de uranio. Un documento de la CNEA del 2020 indica que en Cerro Solo se podrían llegar a producir entre 500 y 550 toneladas anuales. Como dato de referencia, su producción alcanzaría para cubrir la demanda anual de 220 toneladas de uranio de las centrales nucleares argentinas y exportar el mineral. Actualmente no hay ningún proyecto de uranio en producción en el país.

El pedido de Chubut

En la carta, el ministro de Hidrocarburos remarcó que el contexto internacional es propicio para el desarrollo económico de los proyectos de uranio en Chubut, empleando métodos extractivos que no se contraponen «a ninguna norma de orden local o nacional». Pero la provincia intima a la CNEA a que devuelva la titularidad sobre los proyectos, aduciendo «inactividad» y «falta de inversiones» en exploración y producción por parte del organismo.

Ponce indicó que «desde los anos 80 hasta la actualidad las inversiones y trabajos realizados por la CNEA, tanto en exploración como en explotación de nuestros recursos fue prácticamente nula«. Sobre la base del dominio provincial sobre los recursos naturales y la presunta inactividad de la CNEA, el ministro argumentó que se «justifica la petición de reversión de todas aquellas propiedades mineras que hayan permanecido inactivas durante tiempo prolongado y de manera injustificada, a los efectos que sea la provincia quien arbitre los mecanismos para avanzar en su explotación».

El funcionario también remarcó el relanzamiento de la minería de uranio perseguido por el gobierno nacional a partir de un futuro Plan Nuclear. «La inactividad y la falta de inversiones de parte de CNEA evidenciadas durante décadas, exponen una clara contraposición a la política de desarrollo que encabeza el Gobierno Nacional y persigue la provincia del Chubut», añadió.

La carta también destaca que «existen nuevas tecnologías aplicables a la exploración de los recursos uraníferos descubiertos en la provincia, como la lixiviación in situ, que permiten el desarrollo de los recursos sin contraponerse a ninguna normal local o nacional». Ante una consulta de EconoJournal, fuentes allegadas al Ministerio de Hidrocarburos de Chubut remarcaron que el desarrollo de estos proyectos de uranio es «perfectamente compatible» con la ley 5001 de «prohibición de la actividad metalífera». «No esta en agenda la modificación de ese marco normativo», subrayaron.

Controversia

EconoJournal consultó a la CNEA sobre las afirmaciones del ministro. Desde la institución marcaron un contrapunto con la provincia en torno a las inversiones en Chubut. «La CNEA sigue avanzando en la recuperación de la minería de uranio en la Argentina, después de tres décadas de inactividad, con el objetivo de contribuir a la economía nacional y al desarrollo del Plan Nuclear Argentino. En este sentido, ha invertido realizando exploración en diversas provincias, obteniendo resultados positivos en la identificación de recursos uraníferos en varias ubicaciones, destacándose el gran potencial de la provincia de Chubut, entre otras. Actualmente, la CNEA impulsa el inicio de la explotación, trabajando estrechamente con las provincias para llevar a cabo esta actividad de manera responsable y con el máximo respeto por el cuidado del ambiente», comunicaron oficialmente desde el organismo a este medio.

Sin embargo, otra fuente nuclear conocedora del tema objetó los argumentos del ministro provincial y señaló que la CNEA invirtió desde 2006 al menos US$ 60 millones en minería de uranio en Chubut. También deslizó que hay un trabajo en curso con la Secretaría de Minería de la Nación para realizar una licitación internacional del proyecto Cerro Solo, con interés concreto desde varios países.

«Hay ofertas de China, Australia, EE.UU., Canadá. La demanda era tan grande que se optó por ir a una licitación internacional», disparó la fuente, antes de agregar: «se invirtieron decenas de millones de dólares entre 2008 y 2014». «En Chubut no hubo inversión privada desde 2012 aproximadamente, salvo en los últimos dos años que Piche Resources trabajó tanto en uranio como en oro. El uranio es un buen negocio ahora, pero en las malas la CNEA y el estado invertimos un montón«, añadió.

En esa clave, una fuente que actualmente no tiene vinculo contractual con la CNEA afirmó que la institución entre 2006 y 2015 invirtió aproximadamente US$ 100 millones en minería de uranio, de los cuales unos 60 millones de dólares fueron invertidos en Cerro Solo. «Pero en esos 10 años no se incrementó un gramo los recursos razonablemente asegurados ni se generó un yacimiento productivo», matizó de forma crítica sobre los resultados conseguidos.

Respaldo a la minería de uranio

La iniciativa del gobernador Ignacio Torres para relanzar la minería de uranio en Chubut no deja de ser una jugada fuerte en una provincia marcada por los conflictos en torno a la minería. Torres se manifestó a su favor con el argumento de que no será necesario modificar la ley 5001 que prohíbe la actividad metalífera. El fallido intento del ex gobernador Mariano Arcioni de modificar esa ley en 2021 derivó en fuertes incidentes en torno a la legislatura y la casa de gobierno provinciales.

Torres subrayó este mes en una entrevista en LN+ que la ley 5001 únicamente prohíbe la minería cuando es a cielo abierto y se utiliza cianuro en los procesos de producción. “Podríamos extraer uranio con otros métodos, tenemos la mejor reserva de uranio”, dijo. No obstante, el gobernador remarcó que el proceso de adjudicación y ejecución de los proyectos debe ser transparente y tener licencia social para evitar conflictos como el ocurrido en 2021.

«Hay un mito, yo no soy antiminero, en Chubut hay minería, nosotros en su momento denunciamos que estaba mal querer aprobar una ley entre gallos y medianoche, un día antes de navidad con un manto de oscuridad que justamente es todo lo contrario a cualquier discusión que se debe dar de cara a la ciudadanía”, analizó.

, Nicolás Deza

El gobierno nacional prevé que la inversión extranjera directa en la industria minera trepe de US$ 1388 millones este año a US$ 7510 millones en 2026, un 441% más de la mano del cobre y el litio. Como consecuencia de esas mayores inversiones, apuntaladas por el RIGI, proyecta además que las exportaciones se quintuplicarán en los próximos diez años.

La proyección de inversiones se realizó en base a los anuncios públicos y el Capex (Capital Expenditure) estimado por las empresas que operan en el país. El Capex contempla la inversión en bienes de capital como maquinaria, equipos, infraestructuras y tecnología.

Luego del pico de US$ 7510 millones de inversión que se alcanzaría en 2026 los desembolsos se mantendrían cerca de esa cifra durante los siguientes dos años con US$ 6664 millones en 2027 y US$ 7029 millones en 2028. En 2029 bajaría a US$ 4501 millones, en 2030 a US$ 2360 millones y en 2031 caería a US$ 750 millones, por debajo del valor proyectado para 2025.

“Durante el período analizado, se estima que 8 proyectos de cobre iniciarán producción y se construirán y/o ampliarán 15 proyectos de litio”, destacó el gobierno en uno de los documentos elaborados por la secretaría de Minería para la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) que se realizó en Toronto. El material está disponible en una web diseñada especialmente para ese evento con información de las provincias y de la nación. Las presentaciones del gobierno se pueden encontrar en la carpeta Federal Presentation.

Otro de los supuestos para realizar las estimaciones es que la construcción de un proyecto de cobre demanda 3 años y la de un proyecto de litio dos años.

Boom exportador

Como consecuencia de esas mayores inversiones, el gobierno proyecta además un boom exportador en la industria minera. En 2024 el sector exportó por US$ 4669 millones, pero la estimación oficial es que esa cifra se quintuplicará durante los próximos diez años. De hecho, se espera que las exportaciones de litio aumenten 8 veces en los próximos 5 años.

Este año treparían a US$ 4900 millones, levemente por encima del valor de 2024. En 2026 llegarían a US$ 6000, en 2027 a US$ 6600, en 2028 a US$ 8600 y en 2029 a US$ 13.900 millones, ya con un aporte de US$ 3000 millones por parte del cobre. En 2030 esas exportaciones se dispararían a US$ 19.200 millones y durante los cinco años siguientes, entre 2031 y 2035, promediarían un valor cercano a los US$ 25.000 millones.

Las ventajas del RIGI

Este auge de las inversiones y las exportaciones mineras se supone que vendrá de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), al que varias empresas ya aplicaron. No obstante, el propio gobierno recordó en uno de los documentos que las cobranzas por concepto de exportaciones de productos de todo aquel proyecto amparado por el RIGI, realizadas por el Vehículo de Proyecto Único (VPU), estarán exentas de la obligación de ingreso y liquidación en el mercado cambiario de modo creciente.

El VPU es una entidad creada con el propósito exclusivo de desarrollar el proyecto que califique como “gran inversión”. En este caso, todos aquellos que superen los US$ 200 millones. El objetivo del VPU es que sirva para aislar las actividades y activos específicos del proyecto, garantizando una gestión más eficiente y transparente ya que de ese modo se facilitan el control y seguimiento por parte de las autoridades.

Luego de dos años de la fecha de implementación del VPU la disponibilidad de las divisas será del 20%, luego de tres años trepará al 40% y luego de cuatro años será del 100%. A su vez, en el caso de Inversiones Estratégicas de Largo Plazo, aquellas que superen los US$ 2000 millones de inversión, estos plazos se acortan en un año cada uno.

La tasa del Impuesto a las Ganancias aplicable a los VPU será del 25%, contra una tasa general del 35%, mientras que los beneficios netos provenientes de dividendos se seguirán gravando con una tasa del 7%, pero después de siete años de haberse unido al RIGI se reducirán a la mitad.

En el caso del IVA, las empresas podrán utilizar los certificados de crédito fiscal para pagar el impuesto en las facturas de los proveedores o directamente a la Agencia de Control de Ingresos y Aduanas (ARCA) cuando importen bienes.

El RIGI garantiza además que los derechos, protecciones e incentivos previstos bajo el régimen se mantendrán estables durante 30 años y, en caso de que surja algún conflicto, le otorga a la empresa la posibilidad de elegir el tribunal dentro de un abanico de tres opciones: a) Reglas de arbitraje de la CPA de 2012; b) Reglas de arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (excepto las Reglas de procedimiento acelerado), o; c) Convenio Internacional sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) entre Estados y nacionales de otros Estados del 18 de marzo de 1965 o, en su caso, el Reglamento de Arbitraje del CIADI.

, Fernando Krakowiak

HOUSTON. -El desarrollo del hidrógeno como fuente de energía generó en los últimos años un gran interés a nivel global, pero su viabilidad económica y logística sigue siendo un desafío, sobre todo en lo que respecta al hidrógeno verde que proviene de las energías renovables. Frente a este escenario, Alejandro Solé, líder de Tulúm, una start-up del Grupo Techint y jefe de Inversores de TechEnergy Ventures, el fondo de incentivo a las nuevas tecnologías del holding que lidera Paolo Rocca, detalló a EconoJournal el proyecto con el que Techint planea desarrollar una planta de hidrógeno turquesa en México. En caso de ser exitosa, la iniciativa podría marcar un quiebre tecnológico en el segmento.

Desde en el CERAWeek, Solé explicó que a diferencia del hidrógeno verde que requiere una cantidad significativa de electricidad, el hidrógeno turquesa se obtiene a través de la pirólisis del metano (el gas que se distribuye por las redes de gas natural), un proceso en el cual no se emite dióxido de carbono y permite utilizar el fluido como recurso. La start-up prevé instalar una planta piloto en México en colaboración con Ternium, otra de las empresas del Grupo Techint, a fin de poner a prueba la tecnología y así poder captar la demanda industrial de cara al futuro, en particular la del sector del acero. El proyecto contempla una inversión de 25 millones de dólares. Está previsto que del sondeo del emprendimiento participen otros inversionistas.

Solé advirtió sobre la escasa probabilidad de que se pueda desarrollar hidrógeno verde en la Argentina. “El hidrogeno es difícil de transportar y a eso se le suma que el costo de la energía renovable en la Argentina no es el más barato del mundo. Es difícil que podamos justificar producir hidrógeno verde en el país, donde hay un costo de capital enorme”, explicó.

El desarrollo de hidrógeno turquesa, en cambio, podría agregar valor a la explotación de gas en Vaca Muerta. Por eso, a futuro, si los resultados exploratorios de la tecnología son los indicados, la start-up Tulúm podría replicar una planta en la Argentina, a fin de “poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrogeno”.

—Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, adelantó esta semana el lanzamiento de la start-up llamada Tulum, dedicada a explorar la explotación de hidrógeno para la industria del acero. ¿Cuál es el objetivo y qué proyección tienen para el hidrógeno de cara a futuro?

–El hidrógeno tuvo un boom y se pensaba que se iba a usar para absolutamente todo. Ese uso iba a tener un montón de aplicaciones en forma distribuida. Se lo pensaba como combustible. También, para producir electricidad. Pero la realidad es que la producción del hidrógeno verde es muy costosa. Además, es muy difícil de transportar. La demanda legítima de hidrógeno que existe en la actualidad es la industrial. Los procesos que usan hidrógeno hoy en día, que contaminan casi un gigatón, representan un 2% de las emisiones globales. Son 10 toneladas de CO2 por una tonelada de hidrógeno. Esa es la demanda que existe. A su vez, también está el desarrollo de aplicaciones nuevas que sólo pueden funcionar con hidrógeno limpio como es el combustible sustentable para la aviación, la reducción de hierro directo a través del hidrógeno y el amoníaco. Frente a esto, lo que nosotros analizamos era que todas las demandas eran industriales y de alto volumen. Por lo cual, el hidrógeno verde no era compatible por el requerimiento eléctrico que requiere.

—¿Eso es taxativo? El hidrógeno verde no es compatible ahora, ¿pero luego podría llegar a serlo?

–Nunca será compatible porque la termodinámica indica que se precisan 40 kilowatt-hora por kilo (kWh-kilo) para producir hidrógeno verde. A eso se le suman las ineficiencias, con lo cual se necesitarían 50 kWh-kilo. En el caso de una planta grande de acero, se tendría que poner más de 1 GW de electrolizadores en sitio y una línea de transmisión que llegue con más 1 GW para poder producir hidrógeno.

—¿Frente a esta realidad nació la idea de esta nueva startup que están lanzando?

–Existe un fondo de Tecpetrol -el Fondo Tech Energy Ventures- que invierte en el desarrollo de tecnologías que ayudan a lograr la descarbonización. También, el fondo nos permite buscar oportunidades nuevas de negocio y posee una categoría que es el hidrógeno. Nosotros analizamos las distintas oportunidades y se decidió invertir en el hidrógeno turquesa, que es la pirólisis del metano. Se trata de un proceso a través del cual se produce hidrógeno a partir de hidrocarburos, como el metano o el biogás, a altas temperaturas y sin oxígeno. Es decir, a partir del calor, se rompe la molécula de metano sin oxígeno, con lo cual no se produce CO2, sino que se genera carbono sólido y se produce hidrógeno.

—¿Ya poseen desarrollos probados de esta tecnología o se trata de algo experimental?

–Lo interesante es que nosotros estamos reutilizando una tecnología que ya existe y está probada a escala comercial que es el horno de arco eléctrico. Con este horno se han hecho pruebas en el pasado que han demostrado que se podía generar pirólisis. Nosotros lo estamos diseñando para que sea lo más eficiente posible para el proceso de generación de hidrógeno turquesa, apalancando el gas natural -que es abundante-, y minimizando el consumo de electricidad verde – que es escasa. Gracias a este proceso, nuestra planta va a consumir un quinto de electricidad de la que consume el electrolizador.

—¿Van a realizar un proyecto piloto?

–Ya tenemos un proyecto piloto con Ternium en Monterrey. Ternium está llevando adelante la construcción de la nueva acería con un DRI de hidrógeno (proceso que utiliza hidrógeno renovable para reducir el mineral de hierro y producir hierro esponja). De esa iniciativa vendrá la planta piloto. Estamos negociando la primera planta comercial que va a ser de una tonelada por hora.

—¿Cuál será el objetivo de la planta piloto y qué características tendrá?

–La planta piloto tiene como objetivo retirar lo que queda del riesgo tecnológico e informar el diseño de la primera planta comercial. Nos permitirá aprender cómo operar el reactor para obtener la calidad de carbono que deseamos y analizar las oportunidades de monetizar ese carbono.

—¿Cuánto tiempo puede llevar esa curva de aprendizaje?

–Prevemos que para fin de 2026 la planta piloto esté en la primera fase de operación. En los 12 meses posteriores a esa fase vamos a tener la información necesaria para diseñar la primera planta comercial.

—Instalarán la planta piloto con otra de las empresas del Grupo Techint que es Ternium, que a su vez está utilizando tecnologías que surgieron de pruebas que realizó Tenova, otra de las empresas del Grupo. ¿Qué valor aporta toda esa sinergia de conocimiento que ofrece el Grupo?

–Uno de los aportes es el entendimiento de las necesidades de hidrógeno para el acero, que es uno de los vectores que más hidrógeno va a requerir. Tenova es líder mundial en reducción directa a base de hidrógeno y eso nos permite entender qué características debe tener el hidrógeno y cómo se tiene que producir para que pueda ser competitivo. En lo que respecta a la construcción de las plantas, trabajamos con Techint. Es fundamental tener un socio que tiene el entendimiento de llevar esta tecnología a escala. Ahora vamos a operar en México, y allí Tecpetrol tiene un equipo y una planta de ciclo combinado. Con lo cual a la ahora de conseguir un Project Manager y los permisos para operar, sentimos que estamos jugando en casa. También, está la ambición de poder tener otra vía más de monetización para el gas del Tecpetrol, sacando gas de vaca muerta y generando un producto limpio.

—La Argentina, muchas veces, se ubica detrás en la agenda global de tecnologías. Al hidrógeno se lo sigue asociando al mundo de la energía, de los combustibles, pero ustedes analizan una oportunidad en el plano industrial. ¿Es así?

–Es correcto. La Argentina tiene un gas muy competitivo, y aún con un modelo de exportación -que esperamos pueda tener-, va a seguir siendo competitivo por la calidad que posee el recurso de Vaca Muerta. Poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrógeno como puede ser un combustible sustentable le da otra posibilidad al gas de Vaca Muerta, que no es únicamente el LNG y que también participa de la agenda de transición de largo plazo.

—¿Cuál será el nivel de inversión que demandará este proyecto?

–El programa para desarrollar la planta piloto y ponerla en operación contempla una inversión de 25 millones de dólares, lo cual hemos levantado de otros inversionistas.

—¿No es un equity del Grupo?

–Esta es la primera experiencia del grupo Techint, de salir a buscar capital afuera para darle una impronta de startup. No es una compañía del grupo, es una empresa que nace en el grupo, que sale a buscar la velocidad de una startup con un esquema bastante innovador para la organización que estamos llevando adelante. Se sumaron inversionistas europeos y americanos a esta ronda de capital. Posterior a este proceso, tendremos que levantar 50 millones de dólares para hacer una primera planta comercial de una tonelada por hora que va a tener ventas entre 20 y 30 millones de dólares. El lugar en el que se ubique la planta dependerá de dónde podamos recibir ayuda porque hay distintas oportunidades y subsidios para que cueste menos. A esa planta, que será la primera de hidrógeno limpio, ya la vamos a poder financiar con otro formato de capital, con financiamiento a nivel del activo, deuda. No será un financiamiento tipo venture capital.

—¿Contra qué players se está compitiendo en lo que es hidrógeno turquesa?

–En Estados Unidos hay bastantes desarrollos. La descarbonización del gas natural a partir de la pirólisis es un concepto que ha ganado muchísima atracción en los últimos años a partir de que las personas se dieron cuenta de la incompatibilidad del hidrógeno verde. Monolith, una empresa estadounidense, realiza pirólisis pero está enfocada en producir un producto de carbono de alta calidad. El hidrógeno no es su prioridad, pero eso lo termina produciendo a un costo elevado. Su foco está en el carbon black (material compuesto de carbono elemental que se genera por la combustión incompleta de combustibles fósiles, biocombustibles y biomasa). También, hay una compañía americana que se llama Modern Hydrogen que hace un trabajo bastante interesante. A su vez, hay otras tres empresas que tienen un proyecto piloto del mismo tamaño que tendrá el nuestro en dos años.

—¿Están en la vanguardia de este tipo de tecnología que es el hidrógeno turquesa?

–Sí, la única empresa que tiene más trayectoria estableció una estrategia diferente. No realiza lo mismo que haremos nosotros puesto que se dedica a producir carbon black para la industria de las cubiertas. No puede competir para ubicarse en una planta de acero.

–En el sector persiste la idea de poblar la Patagonia de molinos eólicos y producir hidrógeno. ¿Qué análisis realiza sobre esto?

–El hidrógeno tiene muchos desafíos. Es muy difícil de transportar. Y si bien es cierto que tenemos un muy buen factor de capacidad, el costo de la energía renovable en la Argentina no es el más barato del mundo. Tenemos un costo de capital caro. El primer costo del hidrógeno verde es el costo nivelado de la electricidad. En ese sentido, hay competencia con Arabia que instala paneles solares entre 20 dólares y 10 dólares el megawatt hora. Por esta razón, pensamos que es difícil que podamos justificar producir el hidrógeno en la Argentina, donde hay un costo de capital enorme.  

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

HOUSTON.- Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, participó este jueves de una mesa redonda con empresarios y funcionarios de países de América latina que debatió acerca de qué decisiones deberían tomarse a nivel regional para garantizar el  crecimiento regional a largo plazo. Durante la apertura del panel organizado dentro de la agenda del CERAWeek, el moderador Carlos Pascual, vicepresidente de S&P, interrogó al ejecutivo de la petrolera del Grupo Techint por el impacto en países de América latina de la política de aumento de aranceles a la importación anunciada por el gobierno de Donald Trump, en especial para naciones como México y Canadá.

“Por supuesto que tiene un gran impacto. Nosotros estamos invirtiendo mucho en México en la industria vinculada al acero. Tiene un impacto especialmente para la industria automotriz de México. Así que estamos siguiendo esta agenda y trabajando muy cerca con el gobierno mexicano. Somos optimistas acerca de que, al final, (los aranceles) no sean aplicados, porque en caso contrario no sería una situación de win-win para todos. Estamos siguiendo el tema muy atentamente”, indicó Markous para luego explayarse sobre el potencial de la Argentina para convertirse en un jugador relevante del mercado de exportación de petróleo en los próximos cinco años.  

Energía

“En Argentina tuvimos muchas crisis, algunas de ellas vinculadas a energía. Tuvimos muchas malas políticas, se congelaron las tarifas (de gas y electricidad), la gente llegó a pagar el 20% del costo. El nuevo gobierno (de Javier Milei) trató de resolver esa realidad”, afirmó el CEO de Tecpetrol, que este año anunció el lanzamiento del desarrollo comercial de Los Toldos II, un nuevo bloque de shale oil en Vaca Muerta, donde prevé invertir US$ 2500 millones en los próximos años.

“Gracias a Dios tenemos a Vaca Muerta y ahora estamos desbloqueando ese potencial. En los 90’ desarrollando gasoductos para integrarnos con Brasil, Chile, Bolivia y Uruguay. Ahora estamos reutilizándolos para exportar gas natural de Vaca Muerta hacia esos países. Hoy en día producimos  750.000 barriles diarios de petróleo (bbl/d), proyectamos obtener 1,5 millones barriles a fines de década”, concluyó.

, Nicolas Gandini

HOUSTON.- El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó en la mañana de este jueves desde esta ciudad que la petrolera controlada por el Estado argentino se desprenderá de todos sus yacimientos convencionales en el país para concentrar su inversión a partir de 2026 únicamente en el desarrollo de áreas no convencionales. La compañía avanzó este año con la desinversión de 55 campos maduros bajo el paraguas del proyecto Andes que propició la venta de bloques en Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut.

La iniciativa preveía también el traspaso de bloques en Santa Cruz y Tierra del Fuego. La salida de esos campos se concretará en las próximas semanas, pero en esos casos se avanzará con una reversión directa a las provincias. En Santa Cruz, los bloques pasarán a estar en manos de Fomicruz, que buscará reconcesionarlas hacia mediados de 2025.

Lo novedoso que adelantó Marín es que YPF buscará desprenderse este año de todos sus yacimientos convencionales. Son cerca de otros 50 bloques hidrocarburíferos. En esa clave, esta semana se comunicó internamente al staff de la unidad del Golfo San Jorge que la compañía buscará vender Manantiales Behr, el único bloque que le quedaba en Chubut. Según fuentes privadas consultadas por EconoJournal, por ese campo, que  existe interés de varias compañías como Pecom, Capsa y Crown Point, entre otras. “A partir de 2026 queremos concentrarnos únicamente en Vaca Muerta”, destacó Marín en un evento organizado por el IAPG Houston en el Club del Petróleo de Houstoun, en el piso 35 de la torre de TotalEnergies en el centro de Houston.

Vaca Muerta

“El traspaso de campos maduros es un proceso gigante, el primero que se lleva adelante desde la reforma constitucional de 1994. Santa Cruz y Tierra del Fuego van a ser el leading case (caso testigo, en inglés) que de ahora en más apliquen las empresas cuando quieran quieren devolver áreas a las provincias, en especial cuando los pasivos son más altos que los activos como nos pasó a nosotros. En Tierra del Fuego, hicimos una licitación y nos pidieron la hermana, la tía, el scalextric y encima poner plata encima (sic). Lo que marca eso es que cuando salimos tarde (de las áreas), eso no se puede hacer. Entonces, estamos negociando con las provincias para hacer lo que hay que hacer, que es abonar los pozos secos y revertir”, explicó el CEO de YPF.

YPF cerró con la gobernación de Neuquén, a cargo de Rolando Figueroa, el otorgamiento de cuatro nuevas concesiones no convencionales (CENCH) en Vaca Muerta, donde comprometió inversiones por cerca de US$ 20.000 millones en las próximas décadas.

, Nicolas Gandini

El Gobierno Nacional oficializó este jueves un plan de regularización de deudas que las distribuidoras y cooperativas eléctricas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). A través del DNU 186/25, se les otorga un plazo de gracia de hasta 12 meses y 72 cuotas (6 años) a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación, que es la que suele utilizarse como referencia en el mercado eléctrico.  Además, se implementará un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en el 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.

La Secretaría de Energía informó a través de un comunicado que este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, sino serán multadas y perderán el beneficio. “También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red”, anticipó el gobierno.

El gobierno busca que con esta medida las distribuidoras y cooperativas regularicen su situación y puedan convertirse en sujetos de crédito para poder acceder a financiamiento e invertir en mejorar el sistema eléctrico. Además, el objetivo oficial es que celebren contratos de suministro de energía directamente con las generadoras privadas.

La deuda

Las distribuidoras habían comenzado a regularizar sus pagos luego de los aumentos de tarifas que se les otorgaron el año pasado, pero aún restaba regularizar el stock que hacia fines del año pasado estaba en torno a los US$ 1100 millones.

Los peores índices de cobrabilidad se registraron en el primer trimestre de 2024. En enero de ese año Edesur y Edenor pagaron en promedio solo el 33,9% de su factura, en febrero apenas el 16,3% y en marzo 34,1%, pero a luego del fuerte aumento del Valor Agregado de Distribución que les otorgó el gobierno comenzaron a pagar el 100% de su factura.

Una situación similar se observó con las distribuidoras que operan en el interior de la provincia de Buenos Aires. EDEA había pagado en enero de 2024 el 1,9% de su factura, en febrero el 1,6% y en marzo el 12,7%. A partir del segundo trimestre, luego de que el gobierno de Axel Kicillof le otorgara un aumento tarifario, comenzó a normalizar parte de su deuda corriente al pagar un 50,3% en abril y un 100% en mayo. El mismo patrón se observó en los casos de Edelap, EDEN y EDES.

Varias de las cooperativas que operan en la provincia también habían comenzado a normalizar el pago de sus gastos corrientes con Cammesa. Las cooperativas de Zarate, Luján, Pergamino, Tandil, Necochea, Azul, Chacabuco y Salto son algunas de las que integran esa lista. Sin embargo, las cooperativas de Villa Gesell, 3 Arroyos, Mariano Moreno, y Las Flores seguían sin pagar a fines del año pasado.

Distribuidoras de otras provincias también comenzaron a pagar su factura luego de la recomposición tarifaria. Edesa de Salta no había llegado a pagar ni el 25% de su consumo en el primer trimestre de 2024 y luego regularizó sus pagos corrientes, habiendo quedado pendiente el tema de su deuda.

Es importante destacar que no todas habían dejado de pagar sus facturas. EPE de Córdoba, Energía Entre Ríos S.A., EJESA de Jujuy, EDESTE, EDEMSA y Cooperativa Godoy Cruz de Mendoza, Cooperativa Gaiman de Chubut, EMSA de Misiones, EPEN de Neuquén, Edersa de Río Negro, Energía San Juan S.A., EDESAL de San Luis, SPSE de Santa Cruz, EDESE de Santiago del Estero y EDET de Tucumán mantenían sus pagos al día. El artículo 8 del decreto publicado este jueves establece en esos casos un régimen especial de créditos, aunque todavía no se informaron mayores detalles.

, Redaccion EconoJournal

Clear Petroleum, referente en servicios petroleros en la Cuenca del Golfo San Jorge, incorporó un nuevo equipo de Pulling CP-114 en Santa Cruz. “Este nuevo equipamiento refuerza la capacidad operativa en la región, a la vez que consolida el compromiso con la generación de empleo y el desarrollo de la industria hidrocarburífera”, destacaron desde la compañía.

En la actualidad, la firma cuenta con un total de 13 equipos de Pulling operativos en distintas áreas estratégicas. Con la puesta en marcha del CP-114 en Santa Cruz, se genera la incorporación de 17 nuevos trabajadores directos, reafirmando el impacto positivo de la empresa en la comunidad y su compromiso con la creación de empleo. La inversión en infraestructura y tecnología es una prioridad para la compañía que permite operar con altos estándares de eficiencia y seguridad, destacaron.

Franco Sánchez, gerente de Operaciones Torre de CLP, destacó la importancia de este nuevo equipo: “Con la incorporación del CP-114, seguimos creciendo y sumando más actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge. Este equipo nos permite continuar con el desarrollo y explotación de los campos maduros, fortaleciendo nuestra presencia en el sur del país. La meta es afianzarnos como una de las compañías de torre más importantes de la industria, brindando soluciones estratégicas para nuestros clientes y asegurando operaciones eficientes y seguras”.

Servicio de pulling

El servicio de pulling es esencial para el mantenimiento y optimización de la producción de petróleo y gas.  Desde Clear Petroleum la intervención de pozos se realiza con equipos de torre ágiles y versátiles, permitiendo maniobras de reparación y mantenimiento mediante el movimiento de tuberías de producción y varillas de bombeo. Entre las tareas realizadas se incluyen cambios de bombas, estimulaciones y ensayos, contribuyendo a la eficiencia y prolongación de la vida útil de los pozos. Estos procedimientos aseguran el rendimiento óptimo de los pozos y permiten mantener los niveles de producción esperados, un factor clave para la industria petrolera.

El desafío principal para la empresa es mantener altos estándares de productividad y eficiencia. En este sentido, la confiabilidad y disponibilidad de dichos equipos es clave; asegurando operaciones libres de incidentes y accidentes. La disciplina operativa es un pilar fundamental. “Hacer las cosas bien siempre es nuestra premisa. Implementamos procedimientos y estándares de seguridad rigurosos para garantizar el éxito de cada operación”, afirman desde la empresa. La seguridad es un valor inquebrantable dentro de CLP, en este sentido, el cumplimiento de normas estrictas permite minimizar riesgos, cuidar a las personas, los activos y maximizar la eficiencia de cada intervención en los pozos.

Una visión a futuro

“Clear Petroleum se consolida como un aliado estratégico en la industria gracias a su constante búsqueda de la mejora continua y su compromiso con la innovación. La empresa no solo aporta soluciones técnicas avanzadas, sino que también apuesta por el desarrollo del talento humano. La capacitación y formación del personal son clave para garantizar la excelencia operativa y el crecimiento profesional dentro de la organización. Su infraestructura de primer nivel y su equipo altamente capacitado permiten garantizar servicios de calidad, con un enfoque centrado en la seguridad y la sostenibilidad”, remarcaron desde la empresa.

La implementación de nuevas tecnologías y la optimización de procesos continúan impulsando la expansión y consolidación de CLP en el sector. Además de su presencia en Santa Cruz, la compañía opera en distintas regiones del país, ofreciendo soluciones eficientes para el mantenimiento y optimización de pozos petroleros. Con sus equipos de workover, pulling y flushby logra una respuesta efectiva a las necesidades de los clientes en todas las cuencas, tanto en campos convencionales como en no convencionales donde también se encuentra trabajando el CP-104 en Vaca Muerta.

En la Cuenca del Golfo San Jorge, con la incorporación del CP-114 representa un paso más en el camino del crecimiento sostenido de la empresa, reafirmando su compromiso con el desarrollo de la actividad hidrocarburífera y la generación de empleo en la región. Con una visión a largo plazo, Clear Petroleum sigue fortaleciendo su posicionamiento en la industria, impulsando el desarrollo de la actividad y consolidándose como un referente en servicios de torre en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

HIMOINSA, la empresa que forma parte del grupo Yanmar y es un fabricante de soluciones de tecnología energética, presentó la serie HGY. Se tata de una nueva solución energética destinada a la generación de energía para proyectos de misión crítica. El evento para el lanzamiento de la nueva familia de generadores tuvo lugar en Madrid, que contó con la asistencia de unos 400 clientes y socios.  La serie HGY incorpora motores Yanmar que van desde los 1250 kVA hasta los 3500 kVA (con planes futuros de llegar hasta los 4000 kVA). Entre ellos se incluye la familia de motores GY175L, con múltiples modelos de 12 y 16 cilindros y el futuro desarrollo de motores de 20 cilindros, todos ellos con control electrónico.

En términos de sostenibilidad, la serie HGY se ha configurado con gran meticulosidad para ser compatible con la futura incorporación de combustibles alternativos como el HVO, el gas y el hidrógeno. Se trata de un paso importante hacia la responsabilidad medioambiental y ayudará a los usuarios finales en su estrategia para alcanzar las cero emisiones netas, según informaron.

Generadores

Los generadores HGY están equipados con sistemas de postratamiento de gases para cumplir con las normativas europeas, alemanas y británicas para plantas de combustión media que operen más de 300 o 500 horas. La nueva serie incluye una versión con certificación EPA Tier 2 para aplicaciones de emergencia en Estados Unidos, así como el cumplimiento de las normativas NEA en Singapur.

Esta nueva familia de productos se ha diseñado para garantizar la reducción de emisiones, e HIMOINSA proporcionará la Declaración Ambiental de Producto (EPD) para ofrecer información exhaustiva sobre el impacto medioambiental del producto durante todas las etapas de su ciclo de vida. De este modo, se ayuda a los clientes a tomar decisiones de compra más sostenibles y a implementar estrategias bajas en carbono.

«La nueva serie HGY marca el inicio de un nuevo capítulo en la historia de la generación de energía crítica —afirmó Francisco Gracia, presidente y CEO de HIMOINSA—. Los equipos de diseño e ingeniería de HIMOINSA y Yanmar han trabajado en estrecha colaboración con nuestros proveedores y clientes para desarrollar una solución innovadora que dé respuesta a la clara demanda de soluciones energéticas integrales, eficientes y de bajas emisiones».

Gracia enfatizó, además, que el lanzamiento de la serie HGY es un gran paso hacia delante para reforzar el crecimiento de HIMOINSA en el mercado global.

Capacidad industrial

Este nuevo desarrollo ha generado un aumento significativo en la capacidad industrial de ambas empresas, gracias a la introducción de una nueva línea de producción para el motor Yanmar GY en la fábrica de Amagasaki (Japón) y al establecimiento de un nuevo centro de producción de HIMOINSA en España. Esta nueva instalación para soluciones energéticas tiene un área de 17 000 m² y una capacidad productiva de 1000 unidades de generadores anuales.

La serie HGY incluye generadores con diversas potencias de salida para distintas aplicaciones, incluyendo las de emergencia (ESP), en continuo (PRP), energía para centros de datos (DCP), COP y LTP. De este modo, se garantiza una solución óptima para centros de atención sanitaria, centros de datos, capacity markets y otros sectores de misión crítica.

Motor GY Yanmar

Yanmar cuenta con más de 100 años de experiencia en el desarrollo de tecnologías para motores fiables que hacen un uso eficiente del combustible para las industrias de la generación de energía y de equipos marinos y de construcción. La familia de motores GY utiliza tecnologías probadas que se basan en los renombrados motores marinos de Yanmar, conocidos internacionalmente por su fiabilidad.

«Los clientes del segmento de la energía crítica pueden confiar en la tecnología de nuestros motores y tener la seguridad de que les proporcionaremos lo que necesitan. Hemos trabajado en estrecha colaboración con el equipo de ingeniería de HIMOINSA y aprovechado su experiencia en el mercado de la generación de energía para crear una solución de motores que encaje a la perfección con las necesidades de los clientes del sector de la energía crítica», explicó Masaru Hirose, director general del área de Productos de Gran Potencia de YANMAR POWER TECHNOLOGY CO., LTD.

La GY es una nueva familia de motores de altas revoluciones con sistema de inyección «common rail». Combina la tecnología de combustión única de los motores de altas revoluciones con la fiabilidad de los motores de bajas revoluciones, garantizando así un alto rendimiento y eficiencia. Esta tecnología es compatible con el funcionamiento en condiciones extremas, una huella de carbono reducida, múltiples posibilidades de combustibles y bajas emisiones.

• Sistemas de inyección de combustible «common rail» y bomba de alta presión: Genera una presión de inyección de hasta 2200 bar para una máxima eficiencia y optimiza la curva de presión de combustión mediante inyecciones múltiples.

• Alta densidad de potencia:  La serie HGY ofrece un rendimiento excepcional en términos de emisiones y densidad de potencia (hasta 37,9 kWm/L).  Una alta densidad de potencia específica reduce la huella de carbono y supone un gran impacto sobre la huella de carbono total durante su vida útil.

• Prototipo de cilindro único: El diseño de la cabeza del pistón y el análisis de fluidos son clave para la eficiencia y el rendimiento del motor. Yanmar ha invertido cientos de horas de ingeniería en esta etapa del desarrollo.

• Rápida respuesta: La inyección de combustible supone una diferencia enorme en las aplicaciones de generación de energía en las que la velocidad de respuesta es vital. La ECU es capaz de reaccionar a cambios repentinos de la velocidad en cuestión de milisegundos. El motor arranca en menos de 8 segundos. Este motor funciona dentro de las condiciones de clase de la ISO8528-5 G3.

• Unidad de control del motor (ECU) intuitiva: La ECU incluye varios parámetros físicos para un control óptimo del sistema de inyección. El sistema de control incluye un práctico e intuitivo software de diagnóstico integrado que permite la monitorización remota del motor y el generador.

Consumo de combustible

“La eficiencia es el principal objetivo de HIMOINSA y Yanmar, y los generadores HGY se han diseñado para garantizar un consumo de combustible óptimo. Esto se logra mediante un nuevo sistema de inyección de combustible de alta presión «common rail», el diseño de sus pistones y su alta densidad de potencia. Centrarnos de este modo en la eficiencia se traduce en un ahorro de costes, reducción de emisiones y una gran autonomía, convirtiendo la serie HGY en uno de los productos más eficientes y competitivos del mercado”, remarcaron desde la compañía.

Funcionalidad e intervalos de mantenimiento ampliados

El mantenimiento y la accesibilidad sencillos son aspectos que se han considerado desde el inicio del desarrollo del nuevo producto. Todas las piezas fungibles del motor, como el combustible, los filtros de aire y el punto de llenado de aceite, se encuentran cómodamente ubicadas en un mismo lado.

La mayoría de las piezas son compatibles con diversas versiones y modelos del motor. El objetivo es garantizar una reducción del stock de recambios de nuestros clientes para que puedan compartir componentes comunes como filtros de combustible, bombas de combustible, inyectores, etc. Este sofisticado diseño modular logra un mantenimiento del motor más eficiente, un inventario de recambios reducido y una formación técnica simplificada.

La serie HGY ofrece intervalos de mantenimiento ampliados. Presenta un intervalo de puesta a punto parcial de 10 000 horas y un intervalo de puesta a punto completa de hasta 30 000 horas para un funcionamiento sin interrupciones.

HIMOINSA ofrece una plataforma de gestión que permite la monitorización remota, el control y el mantenimiento de los generadores. La plataforma de esta solución exhaustiva proporciona un seguimiento en tiempo real de los parámetros críticos, alertas automáticas en caso de fallo o anomalía y herramientas para la planificación proactiva del mantenimiento, todo ello con el objetivo de maximizar la eficiencia operativa y minimizar los tiempos de inactividad.

Además, presenta opciones de informes y análisis de datos avanzados para fomentar la toma de decisiones informada y garantizar un rendimiento óptimo de los generadores en todas las ubicaciones. Nuestros clientes podrán beneficiarse notablemente de esta plataforma accediendo a todos los datos mediante la API.

, Redaccion EconoJournal

HOUSTON.-La última encuesta realizada por Bain & Company, la compañía estadounidense dedicada a la consultoría de gestión estratégica de proyectos de infraestructura con presencia en más de 40 países, reflejó la transformación que registró el sector energético en el último tiempo. Diego García, socio de la consultora y líder de Oil & Gas para Latinoamérica, destacó que la percepción de los ejecutivos de la industria respecto a la transición energética cambió de manera significativa en los últimos tres años en función de los cambios de la economía global y del escenario geopolítico. En esa línea, mostró que, si bien existe consenso sobre la necesidad de avanzar hacia una matriz energética más limpia, diversos factores como el costo de la energía y la rentabilidad de las inversiones han llevado a que los plazos para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas se extiendan, desde la óptica de la mayoría de los líderes del sector, desde 2050 a 2070.

En diálogo con EconoJournal en el CERAWeek, García también dio cuenta de las cuestiones a las que deberá prestarle atención la Argentina a fin de aprovechar la ventana de oportunidad que ofrece el desarrollo de Vaca Muerta y poder competir contra Estados Unidos. En base a esto reparó en la necesidad de acelerar las inversiones que apalanquen el crecimiento del sector y aseguró: «Para desarrollar el potencial de Oil&Gas que tiene la Argentina no alcanza el mercado local, hay que conectarnos con el mundo. Tanto para el petróleo como para el gas necesitamos traer las mejores tecnologías para explotar la roca que tenemos«.

Desde Bain & Company realizaron un relevamiento sobre la percepción de los referentes de la industria a nivel global respecto a temas centrales sobre la agenda energética como es la transición energética. A la salida de la pandemia parecía que estas cuestiones avanzaban a gran velocidad. Pero luego, tras la guerra entre Rusia y Ucrania, se empezaron a ralentizar. ¿Qué análisis realizan de este escenario?

–Nosotros todos los años hacemos una encuesta a un grupo grande de directivos globales de todas las regiones y las industrias de energía y recursos naturales, principalmente de Oil&Gas, renovables, utilities y generación de energía eléctrica. En esta oportunidad, observamos un cambio drástico alineado con lo que está ocurriendo geopolíticamente. Los ejecutivos ven un poco más lejos el objetivo de alcanzar el net zero. Se trata de una bajada de la realidad, una aceptación de que estas metas que antes estaban proyectadas para 2050 se alcanzarían en 2070. La trayectoria sigue siendo esa. Creo que nadie niega la necesidad de hacer una transición y de cambiar la matriz energética que tenemos respecto a los hidrocarburos, pero sí hacerlo a una velocidad que tenga sentido y que no trabe otras cuestiones. Principalmente, el tema del costo de la energía, y la capacidad que tiene la energía para transformar a las economías y a las sociedades y dar los retornos para que el capital fluya y genere las infraestructuras y las inversiones que hay que hacer. Creo que ese es el gran cambio.

Otro de los temas que observábamos es que la gran traba para avanzar en la transición en general es la capacidad de los consumidores de pagar por eso. Todos queremos tener energía renovable, queremos cargar biocombustibles, pero cuando te dicen que esto vale 30%, 40%, 50% más, todo el mundo dice que no quiere pagarlo.

A su vez, vimos que creció la búsqueda de los inversores de retornos sobre la inversión. Se observa que los ejecutivos están analizando los márgenes que dan los proyectos y que el portfolio de activos tenga el rendimiento que el board indique. Analizan cuál será el retorno sobre inversión. Antes había compañías que dedicaban una cantidad de capital determinada, siendo un poco menos rigurosas al momento de evaluar el retorno sobre la inversión.

La presentación de Mike Wirth, CEO de Chevron, fue en esa dirección. El objetivo es tratar de que el porfolio de activos de la compañía tenga el rendimiento que el board le indique.

–Exactamente. Le preguntaron si iba a crecer y su respuesta fue que el propósito era estabilizar un plateau de producción que sea el óptimo para dar el mejor retorno de inversión.

¿Esa es una tendencia general?

–Sí, pero esto no quiere decir que no sigan buscando proyectos vinculados a la transición energética. La encuesta que realizamos arrojó que hay tres lugares que siguen estando más robustos. Uno es el ‘Carbon Capturing’ (captura de carbono), que siempre está muy asociado a los hidrocarburos. Otro es energías renovables. Esto es así porque ya se comenzó a avanzar en la curva de experiencia, en los costos. Hay proyectos que son competitivos económicamente y cada una de estas energías tiene su ventaja.

Y el tercer lugar lo ocupan los combustibles renovables, principalmente los basados en bios, porque están más cerca de ser competitivos y además de eso, porque no hay que hacer todas las inversiones en infraestructura que se tendrían que hacer para otras tecnologías. Los bios se mezclan con los combustibles fósiles y seguimos usando los mismos autos, los mismos surtidores.

¿Observa que esa mejora en la curva de costos que se registra en las renovables se puede replicar en los biocombustibles?

–Nosotros estudiamos mucho el sector de biocombustibles. Hay varias cosas que pueden cambiar.  En el largo plazo hay algunas hipótesis que marcan que los combustibles sintéticos pueden llegar a ser competitivos, pero después de 2050. Antes de eso no creemos que suceda. Pero respecto a los basados en bios, creo que hay cosas que pueden cambiar. Primero, lo que llamamos cultivos rotacionales. Toda la agricultura se dedicó a ponerle ‘más proteína’, más ‘alimento’ a los cultivos y no a priorizar la producción de aceite. Cuando uno toma algunos cultivos observa, por ejemplo, que la soja produce un 20% de aceite. Otros como la carinata, camelina, o mismo la canola, poseen entre 40% y 50% de aceite. Y además son rotacionales. Esto permite hacer un ciclo corto en el momento en el cual no se está rotacionando.

¿Y a cuantos años vista está esta tecnología de tener probada su operatividad o competitividad?

–Hoy en la Argentina ya estamos produciendo los tres, camelina, carinata y canola.

¿En bios se está produciendo alguno?

–No, en Argentina no. Hay proyectos de combustibles renovables que no son de biodiésel o etanol pero en Estados Unidos y en Europa. En América Latina no hay ninguno. Hay iniciativas en la Argentina y Brasil. El país vecino está avanzando muy fuerte. Ellos pusieron una regulación interna de usar SAF (combustible de aviación sostenible) y HVO (aceite vegetal hidrotratado).

¿Cuánto de esta búsqueda por tener un retorno importante de la inversión tiene que ver con el encarecimiento de los costos en dólares que se está viendo a nivel global? ¿Y con la necesidad de la industria hidrocarburífera de competir contra otras industrias tecnológicas en términos de rentabilidad?

–Hay una preocupación súper alta respecto a los proyectos de capital y los aumentos de costos. Dos tercios de las personas a las que entrevistamos está observando por lo menos entre un 5 y 10% de aumento en los costos. Frente a esto, vemos cada vez más demanda para reconceptualizar los proyectos para que el capital invertido no tenga nada más ni nada menos que lo que se necesite para hacerlo, además de trabajar sobre algunas otras palancas. Otro de los temas está en mirar el portafolio completo de proyectos. Hay muchos que están llevando a cabo un high grading (alta calificación) de las iniciativas analizando la perspectiva de capital, con tasas altas, con el capital más caro, para quedarse con los proyectos más propicios.

Respecto a la tecnología, observamos que las compañías vienen invirtiendo muchísimo en ese segmento. Las tecnologías son de dos tipos. Unas sirven para traer un nuevo tipo de energía, para hacer proyectos de renovables por ejemplo y otras son las que se utilizan en las operaciones de las empresas.

Está habiendo un cambio y esto se ve cada vez más con la inteligencia artificial o la generativa para bajar los costos.

¿Esa es una tendencia que es transversal a la industria?

–Completamente. Y cada vez hay más interés porque la aceleración en la cual se implementan esas tecnologías es buenísima.

La Argentina, muchas veces, se ubica detrás en la agenda de lo que pasa a nivel global. En base a los datos que recabaron con esta encuesta, ¿a qué aspectos se le debería prestar atención desde el país?

–A todos. La Argentina estuvo por un largo periodo de tiempo más preocupada por lo que pasaba internamente. Ahora necesitamos empezar a conectarnos mucho más. Para desarrollar el potencial de Oil&Gas que tiene el país no alcanza el mercado local, hay que conectarnos con el mundo, lo dijo Daniel González.  Tanto para el petróleo como para el gas necesitamos traer las mejores tecnologías para explotar la roca que tenemos. Deberíamos estar compitiendo contra Permian. Y no somos exentos de que los proyectos sean más caros. Es al revés, la Argentina tiene un riesgo de amplificar esa inflación porque no tenemos una industria profunda de EPC (Ingeniería, Adquisiciones y Construcción), y no tenemos la mano de obra que necesitamos.

Nosotros hicimos un estudio hace un tiempo en el que miramos el GAP (evaluación del desempeño real de una empresa) de mano de obra en toda la región para proyectos de minería, oil & gas, infraestructura, energía, y observamos que en los próximos años se va a intensificar muchísimo. La Argentina tiene un desafío en eso.  Parece loco porque tenemos un desempleo muy grande, pero las personas para trabajar en estos proyectos tienen que estar muy capacitadas. Con lo cual, deberíamos estar muy atentos y ocupándonos de cómo acelerar la inversión en tecnología.

Hay cierta preocupación por el tipo de cambio apreciado. Pero lo que nadie está viendo es que cuando tenés un tipo de cambio apreciado es positivo para hacer inversiones. Deberíamos estar pensando en cómo hacemos en este momento todas las inversiones, las plantas de energía, de fertilizantes, las terminales de exportación, y evaluar la posibilidad de expandir nuestra capacidad nuclear.

Una mina de cobre, en su pico, va a demandar 10.000 personas trabajando. Por eso deberíamos ocuparnos de esa agenda.

Respecto a las conclusiones que dejaron los resultados de la encuesta que realizaron, ¿qué aspectos remarcaría?

–Que estamos en un periodo de cambio, pero no de cambio de dirección sino de cambio de velocidad y de paradigma sobre cómo vamos a llegar a la transición.  Esto hace que tengamos que repensar varias cosas especialmente cómo hacemos que esa necesidad de transición y de ser sustentables se encaje con el affordability, reliability del sistema. Eso requiere de mucho trabajo, de empresas innovadoras, de tecnología y de que pensemos en los cuellos de botella, en los proyectos y en todos los ángulos para hacerlo lo más robusto posible.

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

 La industria química y petroquímica argentina continúa avanzando en su compromiso con la sostenibilidad, la eficiencia y la seguridad. A través de su constante innovación y desarrollo de soluciones fundamentales para la vida cotidiana, este sector clave demuestra su capacidad de adaptación y mejora continua. En este sentido, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) dio a conocer los indicadores de desempeño de las empresas adheridas al Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) correspondientes al año 2024 vs. el 2023. El informe sobre estos indicadores lo lleva adelante la CIQyP® desde el año 2012.

Principales resultados obtenidos en 2024 vs. 2023

En 2024, la industria química y petroquímica argentina logró una importante reducción del 6,32% en las emisiones de dióxido de carbono (CO₂), lo que refleja los esfuerzos por optimizar los procesos productivos y adoptar tecnologías más limpias. Este resultado es fruto de una mejora continua en la eficiencia de las operaciones, así como de la implementación de nuevos métodos de producción más sostenibles.

El sector experimentó una disminución del 61,41% en el consumo total de combustible líquido, un indicador clave de la transición hacia fuentes de energía más limpias y eficientes. Este indicador es clave para monitorear la eficiencia energética y el cumplimiento de metas de reducción de emisiones relacionadas con la quema de combustibles fósiles líquidos. Por lo tanto, su monitoreo constante y completo permitirá tomar decisiones estratégicas en favor de la sustentabilidad operativa.

La seguridad de los trabajadores y la prevención de incidentes ambientales continúan siendo una prioridad para la industria. En 2024, se registró una mejora significativa del 24,87% en la reducción de accidentes e incidentes ambientales, lo que destaca el compromiso de las empresas del sector con la seguridad y el bienestar de sus empleados, así como con la protección del medio ambiente. Estos resultados son el fruto de la implementación de estrictos protocolos de seguridad mediante los requerimientos del PCRMA® y la constante capacitación del personal en materia de prevención de riesgos.

En este sentido, se registró una disminución del 28,16% en el consumo de agua de formulación en comparación con el período anterior. Este resultado refleja el compromiso de la industria química y petroquímica por mejorar la eficiencia en el uso de agua en los procesos productivos, mediante el diseño e implementación de tecnologías y la optimización de los procesos.

Las empresas asociadas al Programa tuvieron un aumento del 8,23% en la producción en toneladas, lo que demuestra que es posible lograr un crecimiento sostenible sin comprometer los estándares ambientales. Este incremento es resultado de la mejora en la eficiencia de los procesos, el uso de tecnologías avanzadas y la adopción de mejores prácticas en el ámbito de la producción química y petroquímica.

Un logro destacado de 2024 fue el aumento de 2,4 veces en el reúso y reciclaje de materiales, lo que subraya la transición hacia un modelo productivo circular. Este avance es clave para reducir la generación de residuos y maximizar el aprovechamiento de los recursos dentro del proceso productivo, alineándose con los principios de la economía circular y contribuyendo a la reducción de la huella de la industria.

En 2024, el sector también experimentó un aumento de 1,25 veces en la utilización de combustible gaseoso, destacándose por una mayor eficiencia en las calderas y un incremento general en las actividades operativas y a su vez, refleja una mayor adopción de fuentes de energía más limpias y eficientes. Este crecimiento también está influenciado por variabilidades en las operaciones de planta y por cambios en los volúmenes de producción y sitios de operación.

“Los resultados obtenidos en 2024 denotan el esfuerzo y compromiso de la industria química y petroquímica argentina por seguir en el avance hacia un modelo productivo más sostenible y responsable. Desde la CIQyP® seguimos trabajando para fortalecer la implementación del PCRMA®, entre más empresas de nuestra cadena de valor, apoyando a estas en su camino hacia una mayor responsabilidad y sostenibilidad”,destacó el Ing. Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

El PCRMA® es una iniciativa de adhesión voluntaria con un alto compromiso con el I+D+i y el desarrollo sustentable, por esto, la industria busca promover la gestión responsable de los riesgos ambientales, la salud ocupacional y la seguridad en las empresas del sector químico y petroquímico, tanto en sus espacios de trabajo como en las comunidades en las que están insertas, según informaron.

A través de este Programa, las empresas no solo cumplen con los requisitos normativos, sino que además impulsan mejoras sustanciales en sus procesos, trabajando en la reducción de su huella ambiental y en la mejora de las condiciones laborales.

Compromiso con el desarrollo sostenible y la mejora continua

El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) sigue siendo una herramienta fundamental para la industria química y petroquímica argentina. A través de este programa, las empresas adheridas continúan evaluando, midiendo y mejorando su desempeño ambiental y social, con el objetivo de reducir el impacto de sus operaciones y contribuir al desarrollo sostenible del país. Actualmente, 84 empresas y 103 sitios adheridos, que realizan actividades de producción, comercialización, transporte y/o tratamiento de productos químicos y petroquímicos.

El Programa impulsa la mejora continua por medio de un Sistema de Buenas Prácticas de Proceso en las temáticas indicadas y considera aspectos de las normas internacionales (por caso ISO, OSHA) incluyendo puntos referentes a la seguridad patrimonial. El Programa está acreditado ante el Organismo Argentino de Acreditación (OAA) -a través de Det Norske Veritas Global bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015 -esquema tipo 6- para la evaluación de la conformidad de productos (Industria y Transporte), la cual proporciona directrices para estructurar y operar 

Los requisitos incluyen auditorías, autoevaluaciones y reportes de desempeño, garantizando que las empresas contribuyan al desarrollo sostenible mientras cumplen altos estándares de calidad, seguridad y responsabilidad ambiental.

Los avances logrados en 2024 demuestran el firme compromiso del sector químico y petroquímico de Argentina con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas y con las políticas globales de reducción de emisiones y eficiencia energética. Además, las empresas adheridas al PCRMA® continúan colaborando activamente con la CIQyP® en la implementación de soluciones innovadoras, optimizando sus procesos productivos y adoptando tecnologías de vanguardia que permiten cumplir con los estándares internacionales más exigentes en materia ambiental y de seguridad.

, Redaccion EconoJournal

Como consecuencia de la inundación que sufrió la planta de Cerri, ubicada cerca de Bahía Blanca, el volumen de gas transportado por el gasoducto Neuba II se redujo el viernes 7 de marzo de 31,7 a 17,7 millones de m3, un 44%, según cifras oficiales del Enargas. Debido a ese derrumbe, y para preservar la demanda residencial, CAMMESA ordenó a una serie de generadoras eléctricas dejar de operar a gas y comenzar a hacerlo con combustibles líquidos. Fue por eso que la demanda de gas de las usinas cayó de 66,1 a 30,1 millones entre el jueves y el sábado, un 55%.

La fuerte reducción del gas transportado por el Neuba II (unos 14 millones de m3 menos) fue compensada parcialmente por una mayor inyección en el través del Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) que sumó 5 millones de m3 al pasar de 18,6 a 23,6 millones, un 11,1% más.

Los últimos datos oficiales disponibles son del domingo 9 de marzo y ya muestran una recuperación del gas transportado a través del Neuba II que ese día trepó a 25,8 millones de m3. No obstante, los especialistas consultados por EconoJournal aseguraron que van a pasar un par de semanas hasta que se normalice la situación.

“Las válvulas que quedaron sumergidas, hay que sacarlas y limpiarlas. Además, muchas de esas válvulas funcionan con componentes electrónicos y cuando se inundan hay que cambiar las plaquetas y no siempre hay stock disponible”, aseguró una de las fuentes.

Los datos muestran que no todo el gas de Neuba II que pasa por Bahía Blanca se vio afectado. Parte del volumen proveniente del sur de la Patagonia y de Vaca Muerta pudo sortear la inundación y seguir su curso hacia el resto de la provincia de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y otras zonas del centro y este del país.

Lo que sí se interrumpieron fueron las tareas de separación y fraccionamiento de líquidos que se llevan adelante en Cerri, la planta operada por Transportadora Gas del Sur, porque las instalaciones quedaron sumergidas bajo el agua. Allí se extraen componentes como etano, propano y butano y luego se reinyecta el gas metano restante en el sistema de transporte para su distribución a hogares e industrias. No obstante, el gas puede transportarse directamente sin ese tratamiento y es lo que a veces genera que tenga un color más amarillo cuando se observa la hornalla.

El rol de CAMMESA

Frente a la restricción parcial de la oferta, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) jugó un papel clave porque ordenó a varias usinas dejar de demandar gas y operar con combustibles líquidos, como gasoil o fueloil, lo cual tiene un costo mayor para el sistema en términos económicos, pero permitió garantizar el abastecimiento de la demanda de los hogares. La demanda de las usinas cayó entre el jueves 6 y el sábado 8 de marzo de 66,1 a 30,1 millones de m3.

El gráfico de Enargas también permite observar una disminución de la demanda de las industrias que pasó de 36,6 a 27,1 millones de m3. Esa baja respondió fundamentalmente a la paralización del complejo industrial de Bahía Blanca, como Profertil que tuvo que interrumpir su producción. No es porque la secretaría de Energía haya ordenado cortarle el suministro a las industrias.     

, Fernando Krakowiak

HOUSTON. -“Al mismo precio que obtuvo uno de nuestros colegas (en referencia a ExxonMobil, que obtuvo cerca de US$ 2000 millones por desprenderse de sus áreas en Vaca Muerta), estamos listos para desinvertir nuestra licencia para producir shale oil en la Argentina”, afirmo Patrick Pouyanné, CEO global de TotalEnergies y uno de los empresarios petroleros más poderosos del planeta, este martes en diálogo con Bloomberg desde el CERAWeek, la conferencia internacional de energía más importante del planeta, que se realiza esta semana en esta ciudad.

Pouyanné está a pocas semanas de tener una idea concreta acerca de cuánto están dispuestos a ofrecer las compañías petroleras por La Escalonada y Rincón de la Ceniza, las dos concesiones de producción que opera la compañía francesa al norte de la provincia de Neuquén. El banco Jefferies, el mismo que llevó adelante la venta de los campos de ExxonMobil y está a cargo del proceso de testeo de mercado que puso en marcha TotalEnergies, tal como adelantó EconoJournal en enero, recibirá a finales de marzo o principios de abril las primeras propuestas económicas de las compañías interesadas en esos dos activos, según indicaron a EconoJournal cuatro fuentes privadas sin contacto entre sí.

Desde TotalEnergies evitaron realizar comentarios a la consulta de este medio. La compañía europea es la major con más historia en la industria hidrocarburífera de la Argentina. Es el segundo productor de gas del país, con operaciones offshore en la cuenca Austral y desarrollo de gas no convencional en Aguada Pichana Este, en Neuquén. De hecho, acaba de liderar una inversión por más de US$ 700 millones para desarrollar Fénix, un proyecto offshore al sur del país e invirtió casi US$ 200 millones en proyectos de eficiencia y electrificación en Neuquén, donde lleva produciendo gas desde hace más de tres décadas. Los activos en Austral y la cuenca Neuquina no están incluidos en el proceso que lidera Jefferies.

No vinculantes

Las ofertas que recibirá el banco por La Escalonada y Rincón de la Ceniza tendrán carácter no vinculante (no bidding offers, en inglés). De acuerdo al relevamiento realizado por este medio, las petroleras controladas por accionistas argentinos —como Vista, Tecpetrol, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, YPF y Pluspetrol— participarán del proceso. Es poco probable que empresas majors internacionales —como Shell, que es socio no operador de TotalEnergies en La Escalonada y Rincón de la Ceniza, con un 45% del capital accionario de los bloques y por ese motivo posee un derecho de preferencia o first refusal (RoFR, por sus siglas en inglés) para comprar las áreas, y Chevron— participen activamente del proceso de venta.

Resta saber si compañías independientes, como por ejemplo Harbour Energy y Geopark, entre otras, presentan propuestas. “La Argentina estaba muy barata hace algunos años, pero ahora está excesivamente cara”, indicó Gustavo Baquero, vicepresidente ejecutivo de Harbour, este martes en el CERAWeek. Sin embargo, fuentes cercanas a la compañía no descartaron que puedan tener interés en los activos de TotalEnergies.

La cotización de venta de los dos bloques es una preocupación compartida por la mayoría de las empresas, que quieren evitar que les suceda lo mismo que en el proceso de ExxonMobil, cuando cayeron en una carrera de precios que llevó la cifra por los siete bloques que poseía la petrolera norteamericana a más de US$ 2000 millones. “No es el mismo contexto que el año pasado. Los costos de la industria petrolera se han incrementado en dólares, el Brent parece ir a la baja y da la sensación que el costo de financiamiento se encarecerá por la guerra comercial que impulsa (Donald) Trump”, analizó el gerente de una petrolera local, que pidió la reserva de nombre. “No veo los mismos precios que el año pasado”, agregó. Habrá que ver si es una manifestación de deseo o una realidad. En pocas semanas habrá certezas más claras para poder despejar ese interrogante.

Misma hoja de ruta

El banco Jefferies parece estar siguiendo la misma hoja de ruta que desplegó con ExxonMobil: inició el proceso con una llamada a ofertas no vinculantes para setear una base de precios y luego realizó una segunda ronda con ofertas en concreto. Luego, eligió a las dos o tres mejores y cerró el precio final de venta con una subasta entre esos jugadores.

Allegados a TotalEnergies indicaron que la compañía francesa no está desesperada por desprenderse de sus activos en la ventana de shale oil de Vaca Muerta. De hecho, está terminando de cerrar un proyecto de desarrollo para producir un plateau de 75.000 barriles por día (bbl/d) en un plazo de dos o tres años. La Escalonada es, en ese sentido, un área codiciada por el mercado. Por dos motivos: primero, porque se ubica lindera a Bajo del Choique, el campo más atractivo de ExxonMobil. Segundo, porque algunos de los pozos perforados en el bloque, que se extiende por la ventana de petróleo pero también tiene potencial para producir gas condensado, fueron de los más productivos de los perforados en Vaca Muerta. Por eso, no sería extraño que si las ofertas no vinculantes que reciba Jefferies en este primer llamado no son tan competitivas como pretende TotalEnergies, el proceso se diluya en poco tiempo. “Es un testeo de mercado, algo que las empresas petroleras hacen todo el tiempo. Y surgió más a propuesta de Jefferies a partir del éxito que tuvo en el proceso de venta de ExxonMobil, que de una voluntad de TotalEnergies. Para las empresas internacionales, que desde hace años tienen dividendos atrapados en la Argentina, quizás sea momento de hacer un cash out (una salida a cambio de dinero) para recuperar parte de ese dinero”, analizó un consultor de la industria petrolera.

, Nicolas Gandini

El viceministro de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, ratificó que el gobierno de Javier Milei piensa en levantar los controles de cambio antes de que finalice el año. En materia energética, el hombre de confianza del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, vaticinó que la Argentina comenzará a exportar Gas Natural Licuado (GNL) dentro de dos años durante una sesión especial sobre la transformación económica y energética en la Argentina en el CERAWeek 2025.

Consultado sobre los controles cambiarios, González confirmó que el objetivo es levantar el cepo antes de finalizar el año. «Esa es más una pregunta para mi jefe, para el ministro, para el presidente. Pero está muy claro que hay un compromiso de que los controles cambiarios se van a levantar este año«, dijo.

Exportaciones

Gonzalez se mostró optimista sobre el potencial exportador del país en hidrocarburos y minería. «Vamos a exportar un millón de barriles por día (de petróleo equivalente) y u$s30.000 millones en minerales» dentro de los próximos cinco a siete años, afirmó.

El secretario coordinador dijo que la única manera de desarrollar el potencial de Vaca Muerta a su máximo nivel es a través del gas natural licuado. En ese sentido, destacó el proyecto para exportar GNL desde una planta de licuefacción flotante en Río Negro, impulsado por Southern Energy, una sociedad conformada incialmente por Golar y Pan American Energy (PAE), a la que sumaron Pampa Energía, YPF y Harbour Energy.

«Creo que veremos más de eso, más de una terminal flotante antes de que veamos un gran proyecto terrestre. Pero Argentina va a exportar GNL dentro de dos años, ese es un punto de partida», dijo González.

Subsidios y Plan Gas

Otros dos temas abordados por González fueron la quita de los subsidios a la energía y la intención del gobierno de liberar el mercado eléctrico. El secretario afirmó que las compañías generadoras de electricidad no están en condiciones de comprar por su cuenta gas en el mercado debido al Plan Gas.

«Cuando asumimos el gobierno, la demanda pagaba, en conjunto, el 30% del costo de la electricidad y el gas. Ahora pagan el 80%. Así que ha habido una recuperación significativa, casi sin resistencias sociales«, ponderó.

Con respecto al mercado eléctrico, González explicó que el gobierno está delineando con el sector privado el retorno de la libre contratación entre productoras de gas y generadoras eléctricas.

«Hemos levantado la prohibición de que los generadores compren sus propios combustibles, pero cuando quieren salir a comprarlos, prácticamente todo el gas de Argentina ya está contratado bajo el Plan Gas», explicó el funcionario.

«Este es un plan que tenía mucho sentido en su momento, y todas las excelentes empresas que formaban parte del plan nos permitieron tener una abundancia de gas natural en Argentina. Así que fue algo bueno, pero cuando lo analizamos hoy, no nos gusta. Ahora, puede que nos guste o no, pero lo respetaremos», matizó.

Vaca Muerta

El secretario coordinador elogió la competitividad alcanzada por las operadoras en Vaca Muerta y la comparó con la formación Permian en Texas. No obstante, Gonzalez hizo hincapié en que falta competitividad en el eslabón de servicios petroleros.

«Cuando nos alejamos de la geología y nos dirigimos a las operaciones, diría que hemos logrado avances significativos. Hemos reducido los tiempos de perforación y de finalización. Pero porque la productividad también mejora en Permian, siempre estamos entre 6 y 12 meses por detrás. Hay muchas cosas de vanguardia por hacer. Creo que las empresas en Argentina lo están haciendo. Ahora, lo único en lo que somos menos competitivos es en las tarifas de los servicios«, dijo.

«Me reuní con un productor independiente estadounidense que fue a Argentina. Me dijo: «Bueno, por lo que veo, es el doble, ¿no?». Eso, por supuesto, tiene que ver con lo que discutimos antes sobre las restricciones cambiarias. Uno paga por eso. Pero también tiene que ver con la falta de competencia. Tenemos menos empresas de servicios en Argentina de las que deberíamos», concluyó.

, Nicolás Deza

HOUSTON.- Gustavo Baquero, vicepresidente ejecutivo de Harbour Energy, la compañía que adquirió los activos de Wintershall DEa en la Argentina, analizó este martes los planes de la compañía en la Argentina luego de la adquisición de los activos de la alemana Wintershall Dea en el país que concretó en septiembre del año pasado.

En diálogo con medios argentinos que en el CERAWeek 2025, entre los que figuró EconoJournal, Baquero destacó que “la Argentina se convirtió en uno de los cuatro países claves del portafolio de Harbour Energy”. El año pasado adquirió la participación de la alemana en el proyecto de gas offshore Fénix, que comenzó la producción de la plataforma ubicada frente a las costas de Tierra del Fuego hace pocos meses. En la misma operación, Harbour Energy también adquirió Aguada Pichana Este y San Roque, las áreas que Wintershall Dea operaba en Vaca Muerta.

Sin embargo, uno de los objetivos que adelantó Baquero en la entrevista es que Harbour tiene en carpeta es crecer en la ventana de petróleo. “Queremos shale oil”, afrirmó. En este sentido, aseguró: “no hay duda que vamos a seguir viendo oportunidades en la Argentina”.

-¿Cómo están viendo el desarrollo en la Argentina, el cambio de políticas y el cambio de gobierno?

Argentina es un país muy importante para nosotros. Estamos produciendo alrededor de 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Nuestros socios principales son TotalEnergies y Pan American Energy (PAE). Vemos potencial, tenemos muchísimos recursos en la Argentina. No solamente la actual producción, también los recursos probables y las reservas que tenemos. La Argentina se convirtió en uno de los cuatro países claves que tenemos actualmente en el portafolio de Harbour Energy.

-En el caso de Vaca Muerta, tienen una participación, pero no demasiado grande, y hay muchas áreas potenciales. ¿Están analizando oportunidades?

Sí, estamos analizando, sin duda. Nuestra estrategia es el crecimiento inorgánico a través de adquisiciones y las estamos evaluando. Ahora, en la Argentina también tenemos opciones orgánicas. Por ejemplo, Fénix acaba de ponerse en producción y también en Vaca Muerta estamos discutiendo potenciales licencias de explotación. Argentina es una combinación para Harbour Energy, tanto por un crecimiento orgánico, a partir de las licencias que ya tenemos, como posiblemente también inorgánico con nuevas adquisiciones.

-¿El objetivo sería incrementar en el segmento de gas o de petróleo?

Ambos. En la Argentina Wintershall Dea ha tenido una estrategia más enfocada hacia el gas. Nosotros antes de la adquisición de Wintershall Dea teníamos un portafolio de un 40% gas y un 60% petróleo. Después de la adquisición, eso cambió, se ha reducido. Actualmente tenemos un 60% de gas y un 40% de petróleo en todo el portafolio global. Nosotros queremos rebalancear eso un poco. Creemos que es bueno estar más o menos en un 50% y 50%, obviamente dependiendo de los países. Pero para tu pregunta, en la Argentina queremos también petróleo, queremos shale oil.

-En tus exposiciones dijiste que la Argentina estaba muy cara. ¿Cómo se va a llevar a cabo esta estrategia?

Por los múltiplos de adquisición. Ves lo que pagó Pluspetrol por ExxonMobil. ¿Cómo hizo esa estrategia? ¿Ganando acres? Hay distintas formas. Una compañía puede no querer nada en particular en un momento, pero puede hacer una adquisición corporativa de una compañía que tenga activos en la Argentina. Entonces, esa adquisición va a ser de una manera indirecta, no necesariamente se expone al activo como tal. Los activos de ExxonMobil, sin duda, son muy buenos. Y hay mucha competencia. Argentina pasó a ser un país donde había mucha incertidumbre, nadie quería invertir y observas ahora el precio de las acciones locales argentinas y los que están dispuestos a pagar por estos activos. Se pone complicado los múltiplos desde el punto de vista de una adquisición. Pero una compañía como la nuestra, que está en un crecimiento claro y que estamos ambiciosos por crecer, y sobre todo en países que nos gustan como la Argentina, vamos a analizar las opciones. Vamos a participar en los procesos que se están dando. La Argentina es un core country para nosotros. No hay duda que vamos a seguir viendo oportunidades en Argentina. Hay muchísimas variables. No te puedo decir ahora. Lo que sí puedo decir es que estamos viendo de una manera muy activa. Una de las ventajas competitivas Harbour Energy es que tenemos equipos de Adquisiciones y Fusiones (M&A, por sus siglas en inglés) muy especializados. Antes de esta posición, yo era el jefe de M&A de Harvard. Fui parte del equipo que hizo la adquisición a Wintershall Dea. Y te puedo decir que el equipo que tenemos se mueve rápido. ¨Pasamos de cero a 500 mil barriles en menos de 10 años con adquisiciones corporativas. Y eso lo vemos como una ventaja competitiva porque no tenemos las inversiones, tal vez, de compañías más grandes que se toman mucho tiempo en tomar decisiones. Nosotros tomamos decisiones rápidas, sobre de adquisición.

-¿Tiene alguna meta de producción?

No es algo que esté escrito, pero yo creo que nosotros tenemos que ser una compañía de un millón de barriles relativamente pronto. La escala importa por sinergias operativas, pero también por los inversionistas. Nosotros somos una empresa listada en el Reino Unido. Somos una compañía pública y tenemos que atraer inversionistas, seguir atrayendo inversionistas. Pero los inversionistas tienen muchas opciones. Nosotros nos queremos diferenciar por ser una compañía independiente internacional de petróleo y gas.

-¿Cuál sería la meta de producción en la Argentina?

Bueno, depende, pero como te dije, ahora nosotros estamos produciendo 500 mil barriles por día y en la Argentina son 70.000 barriles por día. La Argentina ya representa casi un 20%. Pero queremos seguir creciendo en la Argentina. Hay cuatro países en nuestro portafolio: Reino Unido, Noruega, Argentina y México. Ahí es la mayor cantidad de producción, recursos y procesos. Queremos que sea un motor de crecimiento para la Argentina.

, Nicolas Gandini

La empresa estatal Enarsa está definiendo los detalles de la licitación de la primera tanda de cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que deberá importar la Argentina durante el invierno para asegurar el suministro del hidrocarburo durante el pico de consumo residencial de los meses de frío.

Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, la compañía, que es presidida por Tristán Socas, que llegó al cargo en septiembre de 2024 a partir de su cercanía al asesor presidencial Santiago Caputo, prevé lanzar un primer pliego para comprar unos 10 cargamentos de GNL para los meses de junio y julio.

Desde hace varios años, Enarsa suele lanzar una primera licitación en el primer bimestre (o a lo sumo, en los primeros días marzo como ahora) para luego reforzar con una segunda compra a medida de que va clarificando el nivel efectivo del consumo de gas que se registrará en invierno en función de cuán bajas son las temperaturas y de cómo evoluciona el nivel de actividad industrial.

Importación de gas

Según indicaron fuentes del área energética del gobierno, este será el último año en que la importación de gas natural sigue estando centralizada en el Estado, como sucede desde 2008, cuando se empezó a comprar GNL. A partir del año que viene el objetivo del gobierno de Javier Milei es que la importación de gas esté en cabeza de los privados, aunque aún no hay visibilidad en torno a cómo el Ejecutivo prevé desarmar el esquema centralizado de múltiples regulaciones que vienen desde hace décadas y al mismo tiempo, generar rápida confianza entre los privados para que el riesgo económico-financiero que acarrea la importación de GNL vuelva a estar bajo la órbita de las empresas.

En 2024, Enarsa importó un total de 29 cargamentos a través de cinco licitaciones. Aún no hay precisiones sobre cuántos se comprarán este año, dado que la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina hacia Buenos Aires se amplió a partir de la repotenciación del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), que desde febrero tiene capacidad para transportar hasta 26 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas natural, tal como sucedió la semana pasada a raíz de la crisis climática en Bahía Blanca que provocó la inundación de la planta de procesamiento de TGS en Cerri.

, Redaccion EconoJournal

HOUSTON.- Javier Rielo, senior vicepresidente de TotalEnergies Exploración y Producción para América, dio cuenta de los planes de inversión que tiene la compañía para seguir consolidando su presencia en América Latina, con foco en el Presal de Brasil como eje de crecimiento. También expuso las iniciativas que tiene TotalEnergies en la Argentina y en Surinam con la oportunidad que representa el offshore.

En diálogo con EconoJournal en el CERAWeek 2025, el ejecutivo de TotalEnergies aseguró que el objetivo de la compañía en Brasil es aumentar el plauteau de producción y pasar de 180.000 barriles por día a 200.000. Frente a este escenario, Rielo detalló que ya llevan invertidos US$ 14.000 millones en Brasil, de los cuales US$ 12.000 millones son en Oil&Gas y que contarán con 11 plataformas offshore de producción FPSO -unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga-en 2029.

El referente de TotalEnergies también adelantó que esta semana viajará a China porque la compañía está construyendo una plataforma offshore de producción para el primer desarrollo offshore de Surinam. Por lo cual, irá a una visita al yard que la está construyendo junto al CEO de la empresa estatal. La firma tiene previsto invertir US$ 11.000 millones en Surinam en los próximos tres años.

Por último, Rielo se refirió al desarrollo de la Argentina y explicó el impacto de la electrificación del yacimiento Aguada Pichana Este que implica menor generación de fuel gas. También, dio cuenta de los trabajos que impulsaron en Tierra del Fuego para generar la propia energía que consume la compañía a través de molinos de energía eólica para sortear uno de los desafíos que implica posicionarse en la provincia teniendo en cuenta que no está conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

—¿Cuáles son los planes de TotalEnergies en el segmento de Oil&Gas? ¿Qué proyecciones tienen en Brasil?

–Además de nuestra presencia en la Argentina como un gran actor del Oil&Gas, en Brasil estamos presentes desde hace 50 años. En el Presal es donde tenemos nuestro eje de crecimiento. Hoy contamos con ocho FPSO -unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga- en producción y habrá una más en el próximo trimestre. Además, tenemos dos más en construcción que entrarán en producción en 2029. Vamos a contar con 11 plataformas offshore de producción FPSO en muy poco tiempo.

—¿Tienen un plateau de producción de 180.000 barriles por día y el objetivo es llevarlo a 200.000?

–Hoy son 180.000 barriles por día en la parte de TotalEnergies y el objetivo es superar los 200.000 barriles por día. En términos de producción al 100%, las ocho plataformas offshore producen más de un millón de barriles al día de hoy.

—¿El objetivo es aumentar ese plateau de producción?

–Sí, vamos a superar los 200.000 barriles. Esa es la idea, pero en Brasil te sorprende la productividad. Por ejemplo, cada pozo en nuestro campo de Libra produce 50.000 barriles por día. Tenemos muchos plays para seguir creciendo. Hicimos exploraciones y descubrimos varios yacimientos que van a contribuir a ese objetivo. El Presal requiere una inversión monstruosa, pero al final retribuye esa inversión.

—¿Qué inversión tienen en Brasil?

–Llevamos invertidos US$ 14.000 millones en Brasil, de los cuales US$ 12.000 millones son en Oil&Gas.

—¿Cuál es el horizonte?

–Planeamos mantener una inversión del orden de US$ 1.000 millones por año en los próximos años.

—¿En qué otros proyectos se encuentran trabajando?

–El miércoles viajo a China porque estamos construyendo otra plataforma offshore de producción (FPSO) para el primer desarrollo offshore de Surinam. Iremos con el CEO de la empresa estatal a una visita al yard que la está construyendo. Es un país que tiene 600.000 personas. Estamos invirtiendo US$ 11.000 millones en Surinam en los próximos tres años para una producción de 220.000 barriles por día que debería comenzar en 2028.

—¿El negocio es de petróleo?

–Sí, petróleo en el mar. El gas asociado, como en Brasil, se reinyecta.

—En las ediciones anteriores uno de los ejes clave del CERAWeek era la transición energética. En los últimos años, diferentes compañías impulsaron cambios y se pusieron objetivos en línea con esa agenda. Sin embargo, este lunes Chris Wright, secretario de Energía de EE.UU., aseguró que “Trump pondrá fin a las políticas irracionales y cuasi religiosas de Biden sobre el cambio climático”. ¿Qué análisis realiza de esta nueva edición?

–El mensaje del secretario de Energía o del presidente de Estados Unidos hay que escucharlo y entenderlo. Nosotros creemos que la transición energética no es una fantasía, es una realidad. Pero también desde el origen del debate planteamos nuestra estrategia bien balanceada entre el Oil&Gas y la energía llamada verde. Pasamos de ser una empresa de petróleo y gas a ser una empresa de energía convencidos del camino que había que seguir hacia la transición energética. Al mismo tiempo dijimos que el petróleo y el gas eran fundamentales en esta transición y fuimos muy criticados en ese momento. Hubo otras empresas que decidieron hacer un giro más brusco hacia la energía renovable en el pasado.

Nosotros planteamos que se necesitaba el gas y el petróleo para lograr los objetivos de transición, todo esto porque los hidrocarburos son los que generan la caja para poder impulsar la agenda de la transición. No se puede pasar de un día al otro de los hidrocarburos a la energía renovable, no se puede hacer un milagro en ese sentido. Nuestro objetivo es producir más energía con menos emisiones. Esa hoja de ruta nosotros no la cambiamos. La seguimos teniendo hasta hoy. Tenemos dos pilares en nuestra estrategia: Oil&Gas e integrity power. Integrity power es generación a partir de renovables y de gas, que soporta la intermitencia de la energía renovable. Yo creo que el cambio climático no lo podemos desconocer. Y todos nosotros tenemos que trabajar para reducir su impacto.

Nosotros en Surinam estamos colocando una nueva plataforma offshore de producción para producir 220.000 barriles por día, pero allí es todo eléctrico. No se quema gas. Hay detectores de metano ya instalados. Esto nos permite que si, por ejemplo, tenemos una pequeña fuga de metano la podamos corregir a los cinco minutos. Las emisiones se pueden tratar y reducir en la industria y eso es lo que hacemos en TotalEnergies.

—En Aguada Pichana Este llevan invertidos casi 100 millones de dólares en la electrificación del yacimiento. ¿Eso es real?

–Creo que se quedaron cortos con el número. Es mucho más que eso. Porque se trata de la conversión del yacimiento, no sólo de la electrificación. El yacimiento utilizaba mucha energía para producir por compresión, y ahora se están sacando los compresores para producir con pozos en alta presión. Cuando sacamos los compresores tenemos que poner más pozos en producción. Con todo eso se genera menos fuel gas. La electrificación de los compresores tiene un costo asociado, pero hay que agregar el costo de los nuevos pozos que reemplazan la compresión.

En Tierra del Fuego estamos poniendo dos molinos para generar nuestra propia electricidad. Tierra del Fuego no es como Neuquén. No hay grid al cual conectarse. Tierra del Fuego está separada del sistema de interconexión nacional (SADI). Por eso estamos generando los nueve megas de electricidad que consumimos en la planta del Río Cullen y Cañadón Alfa con dos molinos de viento y un cable que conecta a Río Cullen con Alfa. También, contamos con baterías para poder hacerle frente a la intermitencia cuando no se puede generar energía eólica.

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

El presidente de Exploración y Producción (E&P) de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, habló este martes sobre el presente y los planes de la empresa en Latinoamérica, en un panel sobre competitividad del upstream en la región en el CERAWeek 2025. La petrolera del Grupo Techint, una de las cuatro mayores productoras de gas natural del país, también esta ingresando con fuerza en la ventana de petróleo en Vaca Muerta con una inversión de US$ 2500 millones en el proyecto Los Toldos II Este. La compañía busca que más de la mitad de esa inversión pueda aplicar al RIGI.

La inversión realizada para el desarrollo del campo Fortin de Piedra de shale gas en la formacion no convencional neuquina catapultó a Tecpetrol en el ranking de productoras de gas natural en la Argentina. Ferreiro destacó esa historia de éxito y el salto exportador que el país esta dando en hidrocarburos.

«Ahora somos un exportador neto y estamos empezando a exportar también gas a la región y considerando construir una instalación significativa para exportar a todo el mundo el enorme recurso de gas que tendremos allí», dijo el representante de Tecpetrol sobre el momento del sector en la Argentina.

Además del crecimiento en la Argentina, la petrolera también tiene presencia en el resto Latinoamerica. «Hemos estado hablando de Latinoamérica. Tenemos experiencia, somos una empresa latinoamericana de petróleo y gas, sabemos cómo manejar los riesgos y estar atentos en esos países. Tenemos operaciones desde México hasta Argentina en casi todos los países», dijo Ferreiro.

«Y seguramente estaremos muy interesados en las oportunidades que aparezcan en México, en Colombia, en Ecuador. Firmamos un acuerdo con Guatemala, en donde hay cuencas», añadió.

Ventana de petróleo

Tecpetrol ya comenzó con las perforaciones en Los Toldos Este II, el proyecto en Vaca Muerta con el que busca replicar en el shale oil la competitividad lograda con el desarrollo del shale gas en Fortín de Piedra.

La petrolera realizará allí una inversion de US$ 2500 millones con vistas a alcanzar una producción de 70.000 barriles diarios en 2027. Desde la empresa indicaron que buscarán aplicar una parte del proyecto al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). Se trata del desembolso de US$1500 millones destinados a construir la infraestructura necesaria para la evacuación (oleoductos) y la planta de procesamiento.

«Estamos en el proceso de hacer lo mismo pero no en gas, sino en petróleo. Queremos equilibrar nuestra cartera en Argentina«, dijo el presidente de E&P de la compañía.

La competitividad lograda en el shale gas en el país es un activo central para Tecpetrol y el resto de las productoras. «Argentina tiene un costo anual promedio de US$ 3,5 por millón de BTU. Este es un muy buen precio del gas para cualquier país en el mundo», puntualizó Ferreiro.

En el caso de Tecpetrol, destacó la curva de aprendizaje realizada. «Cuando comenzamos a desarrollar Fortin de Piedra, nuestros pozos eran bastante profundos y de alta presión. Eran 35 o 36 días de perforación para un pozo completo. Ahora estamos en 16, 17 dias», destacó Ferreiro.

, Nicolás Deza

HOUSTON-. La medición y gestión de emisiones de metano en la industria energética se ha convertido en un tema clave para la competitividad en la industria del Oil&Gas. Frente a esto, Mario Patiño, representante de la empresa estadounidense Insight M, dedicada a la detección aérea de metano de alta frecuencia, trazó un panorama sobre el escenario global y la posibilidad que tiene la Argentina de competir con Estados Unidos para captar nuevos mercados para exportar gas de Vaca Muerta.

En diálogo con EconoJournal, en el CERAWeek, Patiño dio cuenta de uno de sus focos de análisis que es la cuenca neuquina y advirtió que la implementación de metodologías de medición de emisiones eficientes, sumado a un enfoque en la reducción de fugas de mayor impacto, podría mejorar la competitividad del sector.

En esa misma línea, también remarcó la necesidad de que la Argentina pueda contar con una regulación en materia de emisiones de metano para atraer inversiones y acceder a mercados clave como Europa y Asia. Esto es así ya que explicó que la Unión Europea (UE) diseñó nuevas exigencias para el gas natural licuado (GNL) de modo que obligará a los productores a implementar sistemas más estrictos de medición y control de emisiones para comercializar el gas.

—El jueves hará una presentación para exponer los datos que fueron relevando en términos de emisiones en lo que es la Cuenca Neuquina y en los plays shale que tiene Estados Unidos como Permian. ¿Cuáles serán los ejes a presentar?

–En este momento hay mucha incertidumbre a nivel regulatorio en Estados Unidos y en múltiples mercados internacionales, pero hay un denominador común que está permeando en los distintos mercados productores que son las importer rules de la Unión Europea. En términos concretos, estas medidas establecen que a partir de 2027 la Unión Europea va a exigir un framework de mediciones y de intensidad de metano para todo el Gas Natural Licuado (GNL) que compre.

Si bien ya no hay incentivos regulatorios o penalidades por emisiones de metano, los operadores de Estados Unidos se están posicionando fuertemente para poder tener acceso a ese mercado. Esto lleva a pensar que, si uno no mide nada, simplemente no va a tener acceso y que si uno mide, pero tiene una intensidad muy alta en comparación con otros mercados también va a tener problemas. Eso es lo que estamos viendo, un alineamiento muy interesante de todos los operadores en Estados Unidos, pensando no sólo en la regulación, sino también en cómo posicionarse para el mercado offtaker en Europa.

—Si el gobierno de Donald Trump decide flexibilizar las regulaciones de penalización de emisiones, ¿la industria podría seguir con sus planes de captación de mercados en Europa?

–Absolutamente. Estamos trabajando con muchos operadores aquí en Estados Unidos, pero también con cuencas y con asociaciones por estado. Ellos están evaluando desde ahora cómo se posiciona Permian versus la cuenca de Anadarko, por ejemplo. Cómo están en términos de emisiones fugitivas. Nosotros ya llevamos cinco años recolectando datos en la cuenca Neuquina y tenemos algunos números muy interesantes que vamos a estar compartiendo el jueves en esta nueva edición del CERAWeek que organiza S&P Global. Estamos analizando cómo están posicionadas las diferentes cuencas en función de la intensidad de emisiones y cómo serán competitivas en 2026-2027 a medida que el mercado global de LNG toma importancia.

—Cuando comenzaron a recabar ese tipo de mediciones en la Argentina, probablemente Vaca Muerta producía la mitad de petróleo del que produce hoy en día. Los datos que han relevado de los últimos dos años muestran una tendencia de fuerte aumento de emisiones. ¿Qué es lo que se encuentran observando allí? ¿Un plateau amesetado?

–Hay una segmentación interesante. Nosotros cada vez que hacemos la recolección y el relevamiento de datos lo hacemos para múltiples operadores en Neuquén, pero también llevamos a cabo un  análisis a nivel de cuenca y vamos normalizando los datos de intensidad basados en la producción, para tener el dato de intensidad en kilogramos hora de petróleo. Lo que hemos visto es que desde el 2021 al 2024 se registró una disminución de la cantidad de fugas, pero observamos un crecimiento en la tasa de emisión efectiva de cada una de esas fugas. Y eso se explica principalmente por el incremento en la producción, sobre todo en campos no convencionales. Entonces, ahí es donde está la segmentación. Los campos convencionales están produciendo una mejora, pero luego si se analiza netamente la intensidad, en la que la producción juega un rol fundamental en las métricas, se observa que a medida que incrementa la producción de hidrocarburos en la cuenca, sobre todo con campos no convencionales, se produce un aumento en la tasa de emisión de cada una de las fugas equivalentes, pero se da una disminución en el número de fugas totales, que es una disyuntiva bastante interesante.

—Paolo Rocca, el CEO del Grupo Techint, aseguró este lunes que la Argentina va a poder superar el millón y medio de barriles en tres años. ¿Qué le recomendaría a un país que tiene un ramp up incremental de producción de petróleo para atender la agenda de emisiones?

–La Argentina tiene un precio en boca de pozo que es sumamente competitivo. En unos años el país va a estar compitiendo como mercado de exportación con Estados Unidos, para comenzar a pensar en Europa, en Japón, en otros mercados de off-taker. Yo creo que lo más importante sería poder priorizar una gestión de emisiones que se enfoque en atacar o resolver el problema de las emisiones que son de mayor tamaño- que son menos en cantidad-, porque con eso se puede tener un impacto positivo en el medioambiente y todo eso es producto que se está dejando de comercializar en Europa.

Son solamente un par de fugas de la evolución natural que tiene la producción en la cuenca. También, es importante tener como objetivo el buscar frecuentemente las fugas de mayor tamaño, que son las que realmente importan y que además son apenas un par, por esa naturaleza de la distribución de cola larga de pareto que vemos en la distribución de fugas en el perfil que se tiene en la Argentina.

—¿En qué consiste ese indicador que muestra la distribución de cola larga de pareto?

–Lo que quiere decir el indicador es que hay una gran cantidad de fugas con una tasa de menos de 10 kilogramos hora, y por debajo de esos 10 kilogramos hora hay entre 3.000 y 4.000 fugas que vemos en la cuenca Neuquina, que son un poco más segmentadas en distintas regiones geográficas de la cuenca. Si uno empieza a aumentar esa tasa buscando fugas a 50 kilogramos por hora, 100 kilogramos hora, se observan apenas un par de fugas, 10- 12 fugas, pero que son muy importantes en tasa. Con lo cual, si uno puede reparar rápidamente esas 12 fugas puede tener un impacto de resolver más del 90% del volumen total emitido en la cuenca. En vez de enfocarse en 3.000 o 4.000 fugas de tamaño pequeño que no tienen ningún efecto ni con el medio ambiente ni para los operadores desde el punto de vista de utilidades.

—La Argentina es un país que todavía no tiene una regulación sofisticada en materia de control de emisiones. Hay algunas iniciativas de la gobernación de Neuquén que, en su carácter de autoridad de aplicación y de dueña del recurso, está pensando en alguna legislación. ¿Qué recomendaría para un país que no tiene una regulación demasiado trabajada y que necesita traccionar fuertes inversiones? ¿Qué conceptos se deberían tener en cuenta para pensar en el diseño de esa regulación?

–Hay que buscar una metodología de medición y de gestión de emisiones de metano que no afecte la competitividad del recurso, sino que mejore la eficiencia productiva y de gestión de toda la cadena de valor. Ahí lo que han demostrado muchas cuencas distintas a nivel mundial es que, si se enfocan en un umbral de detección bajo, pero aumentan la frecuencia de esas inspecciones, el retorno de la inversión es cuasi inmediato. Hemos visto números en Neuquén de retorno de la inversión de una gestión de dos o tres días pragmática, con el valor de gas en boca de pozo en Neuquén que ya es supremamente competitivo. Yo diría eso, buscar una sensibilidad, no pensar en estar con las cuadrillas buscando falsos positivos, sino mirar un umbral que sea pragmático, de 50 kilogramos hora, pero hacerlo frecuentemente. Hay satélites, aeronaves, múltiples tecnologías complementarias que lo que buscan es eso, reducir la frecuencia y la duración de las fugas de mayor tamaño, que son las realmente importantes.

—Si Argentina quiere perseguir el sueño de convertirse en un país exportador de energía necesita estar en condiciones de competir con Estados Unidos, país que ahora con el gobierno de Donald Trump va a incentivar fuertemente la exportación de gas. Además, la Argentina también necesita que esa mayor oferta de gas se traduzca en la apertura de nuevos mercados en Europa, Asia para que esa oferta no le traccione hacia abajo el precio del gas y complique la inversión. ¿Cómo ve esa competencia entre los dos países?

–Yo creo que lo que hay en común es que ambas administraciones están buscando incrementar la producción en el corto plazo y quieren hacerlo de una forma muy competitiva. Ambos están tratando de llegar al mismo objetivo, pero tienen que pensar que únicamente esa estrategia funciona y trae bienestar a la economía local si el gas se puede exportar. Y ahí es donde entran las regulaciones en Europa que están exigiendo precisamente un framework y una medición de metano bien juiciosa. Hoy (por el lunes) escuchábamos al secretario de Energía de Estados Unidos que dijo que van a incrementar la producción, que habrá mucha actividad de taladros y que van a exportar porque no quieren que haya sobreoferta localmente y que los precios estén en negativo, como ya ha pasado anteriormente en Estados Unidos. Eso no le conviene ni a los operadores ni a la economía local. Lo que veo en común en las dos economías es que quieren explotar el recurso e incrementar la producción, pero esa estrategia únicamente va a funcionar si tienen buen acceso a un mercado de LNG con uptakers como Europa, Japón, etc., que están requiriendo esos temas de intensidad de metano.

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

Voy con Energía participó en la ExpoAgro 2025, en la que presentó de manera oficial la estación Voy al Futuro. Esta inicativa se concretó tras una alianza estratégica con la marca de surtidores NCM. “El obetivo es llevar la atención a los clientes a un nivel superior y entregando una propuesta innovadora gracias a la tecnología”, destacaron desde la firma.

NCM desarrolló la línea SmartLine H Pro, un equipo de última generación. Acompañado a esto, Voy ofrece una experiencia única por medio de la inteligencia artificial para facilitar el auto despacho de combustible y la compra de productos de la Re Tiendas, el espacio gastronómico que ofrece la red de estaciones de servicio.

Asimismo, Voy lanzó formalmente el plan 25/25 con el que pretende llegar a las casi 80 bocas durante este año, sumando 25 estaciones más durante este 2025.

“Con una apuesta fuerte y permanente a la innovación y reforzando su posicionamiento Low Cost, los interesados en llevar la bandera Voyen el marco del evento, accederán a bonificaciones en litros de combustibles y en la compra de surtidores de autoabastecimiento de última generación, además de beneficios crediticios y financieros en función de un acuerdo alcanzado con Banco Nación”, informaron desde la empresa.

En tanto, habrá otras propuestas sobre las que se puede tener más información solicitándola a comunicacion@grupokalpa.com.ar.

Voy Campo y Lubrax

Asimismo, los visitantes podrán conocer en detalle Voy Campo, la red de servicios para el agro. Esta iniciativa creada en 2017 busca dar respuesta a las necesidades de las industrias pesadas, el transporte, la construcción y el sector agropecuario. “De esta manera, los clientes pueden acceder a una propuesta de negocio de excelencia, con un valor que se adecúa a la realidad de las pequeñas y medianas empresas y enfocado en el productor agropecuario”, destacaron.

En la actualidad, la línea Voy cuenta con bases especialmente destinadas al agro en las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, La Pampa y Entre Ríos, además de la línea directa en su canal mayorista. Para quienes deseen abanderar su estación de servicio dentro de ExpoAgro, se presentará la posibilidad de alcanzar financiamiento a través de un crédito en pesos con tasas competitivas, producto del mencionado acuerdo con BNA.

Aquellos que visiten el stand ubicado en la Expo y descarguen la App Voy Móvil, podrán acceder a la promoción ‘Voy a Ahorrar’ y recibir un descuento del 5% en la carga de combustibles en cualquiera de las estaciones de servicio de Voy.

Del mismo modo, habrá más beneficios para quienes se acerquen a dicho stand: con la compra de la Promo Agro Lubrax ( 12 unidades de ‘Top Turbo’, ‘Unitractor 10w30’, ‘Hydra XP 68’ y ‘GL5 80w90’), accederán a un precio promocional y recibirán un importante regalo de parte de la empresa.

“Se sabe que esta época del año es vital para el desarrollo del sector agrícola y los lubricantes para la maquinaria utilizada deben tener un nivel de calidad suficiente para afrontar cada uno de los trabajos. En este sentido, Lubrax brinda productos con alta resistencia a la oxidación y formación de espuma, que se adaptan para su uso en una amplia gama de temperaturas y condiciones de servicio”, precisaron desde la empresa.

Estación de Servicio de GNC remota

GAS es una novedosa tecnología de trasporte de gas comprimido que promete transformar la logística del sector hidrocarburifero a través de una alianza con la empresa estadounidense Catec Gases. Este equipamiento también podrá encontrarse en el stand de Voy dentro de ExpoAgro 2025.

A través de esta innovación, se permite el traslado desde Vaca Muerta mediante un sistema de remolques tubulares, denominado ‘gasoducto móvil’. Este, es capaz de abastecer a una estación de servicio, ofreciendo una solución eficiente y de bajo impacto ambiental, al permitir que el gas se transporte de forma segura y controlada en cilindros diseñados para maximizar la protección y la eficiencia en su funcionamiento.

Al optar por este sistema, se logra una logística simplificada y amigable con el medio ambiente, ofreciendo una alternativa de menor huella de carbono para la industria del fracking, según indicaron. Para aquellos que firmen una carta de intención de contratación en el marco del evento, la empresa otorgará una bonificación del 5% en los primeros seis meses de servicio.

Bull Trailer exhibirá su semirremolque con capacidad de 55.000 litros

Bull Trailer se presentará en la Expo con varias ofertas y una promoción exclusiva para los visitantes. La empresa desarrolladora de semirremolques exhibirá su más reciente incorporación a la flota. Se trata del ‘Modelo SR.55’, una cisterna con capacidad de 55.000 Litros, el único modelo fabricado en Argentina.

Este equipo de 55m3 y su disposición de ejes 1+1+1, hace que la carga máxima del conjunto sea de 55,5 toneladas. Esta diferencia es significativa, ya que, de esta forma, puede llevar un 26% más de lts. por viaje y maximiza la rentabilidad.

En tanto, dentro del evento se podrá adquirir el ‘Modelo SR.46.7’ con capacidad de 46.000 Litros. Este equipo está dividido en siete cisternas internas, con configuración de tres ejes en tándem fijos, desarrollada con sistema bottom loading y construido con caja de válvulas. Quienes quieran obtenerlo accederán a un precio promocional, pagando un 30% de anticipo y saldo restante en cuotas. La compra de este equipo podrá ser financiado mediante un crédito en pesos de Banco Nación.

, Redaccion EconoJournal

La planta de Profertil, principal fabricante de fertilizantes para cultivos del país, que está ubicada en Bahía Blanca, volverá a abastecerse de gas natural y retomará la operación entre el próximo jueves o viernes, según indicaron a EconoJournal allegados a la compañía. La planta tuvo que paralizar la producción por faltante de gas natural provocado por el temporal y las inundaciones que se produjeron el viernes pasado en esa localidad del sur de la provincia de Buenos Aires.

Profertil es una compañía que pertenece en partes iguales a YPF y la canadiense Nutrien. La planta productiva está ubicada en el puerto de Ingeniero White, una de las zonas más afectadas por el fuerte temporal. Este lunes comenzó con el proceso de puesta en funcionamiento de la planta.

“Como es habitual, estas maniobras se realizan según los protocolos de seguridad, y podría notarse mayor nivel sonoro y luminosidad en las antorchas de planta”, informó Profertil en un comunicado a raíz del freno en la producción.

Además de Profertil, el complejo gasífero General Cerri también quedó fuera de servicio el viernes pasado por las inundaciones en Bahía Blanca, puntualmente por el desborde del arroyo Saladillo García. La planta, operada por la compañía Transportadora Gas del Sur (TGS), está ubicada a 10 kilómetros de la ciudad. Por el temporal, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) advirtió que podría haber merma en el suministro, aunque destacó que el abastecimiento a la demanda residencial está garantizado.

TGS informó en un hecho relevante enviado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que la inundación «afectó totalmente la producción de líquidos (butano, propano, etano y gasolina) y parcialmente el transporte público de gas natural. Además, la transportista señaló que «si bien aún nos encontramos analizando la magnitud de los daños, y el tiempo de indisponibilidad que llevará la remediación y reparación, la sociedad está arbitrando todos los medios a su alcance para mitigar los efectos del evento, incluyendo la gestión
de los seguros correspondientes».

Los productores gasíferos del sur del país dejaron de inyectar volúmenes al Gasoducto San Martín, que transporta el hidrocarburo desde Tierra del Fuego hasta Bahía Blanca. Por este motivo, el Gasoducto Perito Moreno (ex GNK), que transporta producción de Vaca Muerta, está operando al 100% de su capacidad, según explicó una fuente del sector a EconoJournal.

Gas

El principal insumo de Profertil para producir urea granulada es el gas natural. La planta demanda 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. La compañía petroquímica bastece el 50% del mercado local de urea, que se utiliza como fertilizante nitrogenado para la producción de cereales como el trigo, maíz, cebada, entre otros (no se usa para soja).

Con la creciente producción de gas en Vaca Muerta desde la compañía evalúan concretar el proyecto de ampliación de la planta de producción para abastecer el 100% del mercado local.

, Roberto Bellato

El presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, reflexionó sobre cómo las industrias reaccionarán a los cambios comerciales en un panel sobre politica industrial y comercial en el CERAWeek 2025, la principal conferencia de energía a nivel global. «Vemos la voluntad del gobierno de EE.UU. de introducir un nuevo orden comercial global, tenemos que entender hacia dónde está dirigido«, afirmo Rocca. También resaltó que la Argentina alcanzará una produccion de 1,5 millones de barriles diarios y que el potencial para exportar gas natural se mantiene en pie.

La aplicación de aranceles a las importaciones por parte de la administracion Trump y las respuestas de sus principales socios comerciales como Canadá y México amenazan con escalar de fricciones comerciales a una guerra comercial. El principal impacto está ocurriendo en las cadenas de valor, obligando a las empresas a relocalizarse en función de factores más políticos que de competitividad, ademas de generar una presión alcista en los costos fabriles. En ese sentido, esta semana comienzan a regir los aranceles generales del 25% sobre las importaciones de aluminio y acero.

El titular del grupo Techint trazó una comparativa entre el actual momento y lo que ocurrió con la creación del Tratado de Libre Comercio de America del Norte (TLCAN), concluyendo que las empresas realizarán rápidos movimientos para relocalizarse si la administracion Trump avanza con la imposición de aranceles más altos a la importación.

«Imaginemos cuando México, Canadá y Estados Unidos firmaron el TLCAN. Esto transformó la relación con los demás países a un ritmo muy rápido. En este caso, si Estados Unidos decide cambiar su política comercial y pasar a impulsar el regreso de la capacidad fabril, reaccionaremos a las sanciones y muchos en la industria harán lo mismo reposicionando activos en esta compleja cadena de suministro«, reflexionó Rocca.

«El reshoring (relocalización) de la capacidad industrial va en ese sentido. Pero quisiera que Estados Unidos lidere una alianza de países que compartan principios y que sean capaces de trabajar juntos en acaparar una gran parte del aparato industrial mundial. El desafío es que Estados Unidos transforme este orden mundial sin concentrarse solamente en su país», añadió.

Competencia desleal

Como en otras ocasiones, Rocca volvió a destacar los avances de China en las cadenas de valor relacionadas con la transición energética y reiteró su visión sobre la competencia desleal china en el mercado del acero y otros.

En ese sentido, el líder de Techint destacó la respuesta de EE.UU. en materia arancelaria. «El gobierno usa las tarifas para frenar la hegemonía china en transición energética y bajar su déficit, que es la contracara del crecimiento industrial chino de las últimas décadas», afirmó.

«El punto es que la nueva administración estadounidense tiene un ambicioso plan para contener, reestructurar y transformar este desequilibrio en el comercio y la industria, y será capaz de lograrlo», concluyó.

, Nicolás Deza

El gobierno de Neuquén le otorgó a YPF, la petrolera bajo control estatal, cuatro nuevas concesiones no convencionales en Vaca Muerta. Mediante esta decisión, el mandatario neuquino, Rolando Figueroa, dio lugar al pedido de la petrolera para reconvertir tres bloques a cuatro áreas de explotación no convencional. Se trata de la Angostura Sur I y II, Narambuena -un bloque que YPF comparte con Chevron-; y Aguada de la Arena.

Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, aseguró: “Estos bloques nos permitirán aumentar la producción especialmente de petróleo con foco en la exportación. El inicio de las obras del oleoducto Vaca Muerta Sur es la llave para que aceleremos estos desarrollos que nos permitirán generar un aporte de divisas significativo para el país en los próximos años”.

Los nuevos permisos, que serán por 35 años, 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).

Desarrollo

Estas nuevas concesiones que permitirán incrementar la producción de la petrolera le permitirán a su vez impulsar un nuevo hub de producción en la zona norte de Neuquén, a través del bloque Bajo del Toro-Narambuena, que se sumaría al de Loma Campana.

Los bloques la Angostura Sur I y II se desprenden de la concesión de Loma la Lata. El primero tiene 249 kilómetros cuadrados y el segundo 103,4. Ambosestán ubicados dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta.

Por su parte, Narambuena es un desprendimiento de Chihuido de la Sierra Negra y posee 212,8 kilómetros cuadrados y Aguada de la Arena se ubica dentro de la ventana de gas de Vaca Muerta y posee 111 kilómetros cuadrados.

, Redaccion EconoJournal

HOUSTON.- El CEO de Chevron, Mike Wirthm, expuso este lunes en el CERAWeek sobre la reestructuración global que están encarando con el objetivo de sumar valor a los activos de la empresa. La major, una de las dos mayores productoras de hidrocarburos de EE.UU., adquirió en los últimos años una serie adquisiciones millonarias. Una de las más resonantes fue la compra de Hess Corporation, una de las principales operadoras independientes de Norteamérica, a cambio de US$ 53.000 millones. La operación, anunciada en 2023, se terminó de homologar recién en el último cuatrimestre del año pasado. Chevron apunta ahora recalibrar su estructura operativa para monetizar y poner en valor su porfolio de activos. Una de las apuestas centrales de la petrolera pasa por la implementación de herramientas de inteligencia artificial en el negocio, cuyo crecimiento en los próximos años ocurrirá principalmente en los Estados Unidos, en sintonía con el pedido del presidente de Donald Trump de incrementar la produccion de hidrocarburos.

Chevron registró una produccion anual de hidrocarburos de 3,3 millones de barriles de petróleo equivalentes por dia en 2024, un nuevo récord. «Estamos distribuyendo efectivo a los accionistas como nunca antes y estamos preparados para que, en los próximos años, el flujo de caja libre aumente en 10.000 millones de dólares en relacion a un precio del petróleo de 70 dólares», graficó Wirth sobre el buen momento de la compañía.

La produccion de Chevron creció un 7% en 2024, impulsada por su desempeño en Permian, la principal formación de shale oil de EE.UU. Wirth enfatizó la importancia de EE.UU. en los planes de crecimiento de la empresa. «Nuestras oportunidades de mayor retorno de la inversión se concentran desproporcionadamente en Estados Unidos y América. Por eso es allí donde estamos invirtiendo. Es allí donde estamos viendo crecimiento«, analizó el directivo, que apenas hizo una mención lateral a Argentina, donde es la petrolera multinacional que más ha invertido en Vaca Muerta en los últimos 10 años, con desembolsos por más de 6000 millones de dólares.

Restructuracion global e IA

A pesar del buen momento productivo y las perspectivas de crecimiento, el CEO de Chevron explicó que estan lanzando una reestructuracion global de la compañía en busqueda de una mayor eficiencia.

Wirth explico que la compania esta estructurada con una orientacion muy geográfica, con grandes unidades de negocio en todo el mundo que tienen una gran autonomía en la toma de decisiones y con muchos recursos disponibles para realizar ingeniería, trabajos técnicos, y demas.

El cambio que se busca es agrupar esas capacidades en lugares que sean más eficientes. «No basta con compartir las mejores prácticas. En realidad, necesitamos impulsar la estandarización de las mejores prácticas en una cartera tan grande», dijo.

Siguiendo esa direccion, Chevron comenzo a integrar herramientas de inteligencia artificial a lo largo de la compania. Esto es posible gracias a un convenio con el MIT por el que Chevron financio la formacion en IA de decenas de trabajadores de la compa;ia a lo largo de varios años.

«Eso es lo que hemos estado haciendo durante siete años. Tenemos alrededor de 150 empleados más. Creo que nos ayudará a medida que comenzamos a integrar herramientas de inteligencia artificial en nuestro negocio. Y creo que podemos identificar en dónde aplicarlas», dijo Wirth.

, Por un enviado especial

El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright argumentó que las políticas de la administración Biden sobre el cambio climático encarecieron los precios de la energía. Wright defendió el mandato del presidente Donald Trump de trabajar para abaratar la energía para las industrias y los hogares durante su exposición en la apertura del CERAWeek, el principal evento energético del mundo que tiene lugar en Houston. En ese sentido, se mostró complacido con la decisión de algunos países de la OPEP+ de poner fin a los recortes voluntarios de producción de petróleo y afirmó que los productores de shale en EE.UU. son competitivos aún si los precios del barril bajaran a US$50.

La administracion Trump viene dejando en claro que busca desarmar las politicas que condicionan la actividad privada en función del cumplimiento de objetivos climaticos. Sin negar las emisiones de CO2 y el calentamiento global, Wright reforzó la linea argumentativa según la cual las politicas climaticas no deben estar por encima del desarrollo humano.

«Hemos aumentado la concentración atmosférica global de CO2 en un 50% en el proceso de duplicar con creces la esperanza de vida humana, sacando a casi todos los ciudadanos del mundo de la pobreza extrema. Todo en la vida implica trade offs. Las respuestas al cambio climático traen consigo su propio conjunto de concesiones mutuas. La administración Trump pondrá fin a las políticas irracionales y cuasi religiosas de la administración Biden sobre el cambio climático«, disparó el titular de la cartera de energía.

Para el gobierno la principal consecuencia de las políticas climáticas fue un aumento en los precios de la energía y consecuentemente en el costo de vida de los hogares. «Más del 20% de los estadounidenses tienen dificultades para pagar sus facturas de energía y aproximadamente el 10% ha recibido una notificación de desconexión de servicios públicos en los últimos 12 meses. Piense en eso por un momento. La última administración aplicó imprudentemente políticas que seguramente harían subir los precios de la electricidad«, dijo Wright.

El funcionario incluso llegó a establecer un vínculo directo entre las energías renovables y el aumentos de los precios de la electricidad. «En todos los lugares en donde la energía eólica y solar han penetrado significativamente los precios en la red aumentaron y la estabilidad de la misma disminuyó. ¿Esta vía realmente va a dejar al gas natural en el pasado?», lanzó.

Barril competitivo a US$ 50

En un diálogo con Financial Times previo a su exposición, Wright argumentó que los productores de shale oil en EE.UU. pueden aumentar la producción inclusive si el crudo bajara a US$ 50 por barril.

«La nueva oferta hará bajar los precios. Las empresas innovarán, harán bajar sus precios y los consumidores y proveedores se moverán de un lado a otro», dijo el funcionario al medio británico.

Complacido con la OPEP

Algunos Estados miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) anunciaron recientemente el fin de sus recortes voluntarios de producción de crudo. Wright dijo que estaba satisfecho con el fin de estos recortes, algo que el propio Trump les había pedido hacer apenas asumió la presidencia en enero.

Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, los Emiratos Árabes Unidos, Argelia, Kazajstán y Omán acordaron comenzar a revertir sus recortes voluntarios de producción de 2,2 millones de bpd durante un período de 18 meses entre abril de 2025 y septiembre de 2026. El plan también incluye un aumento de 300.000 barriles diarios en el objetivo de producción de los Emiratos Árabes Unidos durante el mismo período.

El funcionario de la administración Trump les dijo a los medios presentes en Houston que estaba contento de que la OPEP+ inyecten mas barriles al mercado y agrego que más energía es buena para el mundo. Wright también dijo que el presidente Trump podría potencialmente eximir de aranceles al petróleo de Canadá en abril. EE.UU. dispuso aplicar un arancel de 10% sobre el petróleo crudo importado de Canadá y de 25% sobre el mismo producto proveniente de México.

, Nicolás Deza

De cara a una nueva edición del CERAWeek, la principal conferencia del sector energético a nivel mundial que comienza este lunes en Houston, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, adelantó detalles del programa de desarrollo de petróleo en Los Toldos II, la nueva apuesta de la petrolera del grupo Techint en Vaca Muerta, mediante la incorporación de un nuevo equipo de perforación a partir de octubre de este año, y al mismo tiempo analizó, con una mirada realista, cuánto podría contribuir una apertura del frente cambiario de la Argentina a la captura de nuevas inversiones en la industria energética.

También se mostró optimista acerca de la posibilidad de poder atraer a nuevas empresas internacionales a Vaca Muerta, tal vez no de las grandes majors, pero sí de compañías que integran ‘el second TIER‘, en referencia a las operadoras independientes. En esa clave, Markous destacó la productividad de Vaca Muerta para absorber las oscilaciones del precio internacional del petróleo, que a principios de febrero llegó a sobrepasar los US$ 80 y apenas 30 días después orilla los 70 dólares. “Podemos desarrollar Vaca Muerta con un precio del petróleo de 60 dólares e incluso con un barril que esté en torno a los US$ 50. La ventaja de la Argentina frente a otros shales de EE.UU. es que es más resiliente a precios más bajos de petróleo”, destacó el máximo directivo de Tecpetrol en diálogo telefónico con EconoJournal, que viajó a Houston para realizar una cobertura especial del CERAWeek. Markous, que anticipó que Tecpetrol presentará en la conferencia una start-up dedicada a la producción de hidrógeno azul para la industria siderúrgica, será uno de los pocos argentinos que participará como speaker de la conferencia que reúne a los principales líderes privados y del sector público a nivel internacional.

¿Cómo están avanzando en materia de inversión con el desarrollo de shale oil en Los Toldos II en 2025/2026?

-El proyecto está lanzado. Ya adquirimos dos módulos de procesamiento de Propak, entre los dos son US$ 250 millones. Techint Ingeniería y Construcción está movilizando la zona en Rincón de los Sauces haciendo caminos y locaciones. Lo primero que vamos a tener que hacer es el acueducto para poder alimentar los equipos de terminación una vez que se empiece a perforar. Estamos cerrando dos contratos con Nabors para traer dos equipos más de perforación, con lo cual el ramp-up ya está lanzado. Claramente, en función de cómo impacto la macroeconomía, puede ser que tenga algún impacto en la velocidad del desarrollo. Por ahora, no. El primero de los equipos estará para octubre de este año y el segundo para el primer trimestre de 2026.

¿Qué diferencias encuentra entre el CeraWEEK de este año con el de 2024?

-Creo que lo distinto es que Vaca Muerta hoy tiene un ritmo de desarrollo más importante. Aún en las malas épocas de la macroeconomía argentina, Vaca Muerta se consolidó porque el subsuelo superó las expectativas. Si se sigue en esta línea hacia la baja de la inflación y del riesgo país y se logra eliminar el cepo se acelerará la producción. Prueba de esto son los equipos de fractura que están ingresando al país. Uno de los objetivos de viajar al CERAWeek es mostrar a Vaca Muerta como un play importante, de modo tal de interesar a las empresas de servicios, incluso a competidores del ‘second TIER’ second tier, ya que las empresas del ‘first TIER’ parecen estar yéndose como en el caso de ExxonMobil o Equinor. En las del second TIER, en cambio, nos están mirando.

A su vez, será importante mencionar los intercambios de gas natural con Chile. Hace dos años que estamos exportando hacia el país vecino volúmenes importantes en el verano que rondan los 8 y 9 millones de m3 diarios (MMm3/d) y tenemos números constantes en invierno. Y la interconexión con Brasil es relevante porque es una forma de exportar gas o importar energía eléctrica para abaratar costos.

¿Cree que hay posibilidades concretas de que las empresas que integran el ‘second TIER’ inviertan en Vaca Muerta en el corto plazo? Parece haber cierta cautela de las empresas internacionales a la hora de aumentar su exposición en el país.

-El gobierno argentino tiene el desafío de interesar al second TIER. Las empresas internacionales ven a Vaca Muerta y a los recursos como algo extraordinario, pero todavía falta seguir trabajando sobre la macroeconomía. Si bien hay progresos, todo esto (por el desarrollo a gran escala) se dará cuando se levante el cepo porque eso le de tranquilidad a los inversores con relación a poder sacar los dólares.

En la campaña presidencial de 2023, cuando el levantamiento de las restricciones cambiarias era un tema de agenda electoral, desde Tecpetrol y otras empresas se planteó que Vaca Muerta podía cumplir un rol central en esa meta porque era de los pocos sectores que podía traccionar el ingreso de dólares. ¿Cómo evalúa, en esa clave, el escenario cambiario del país?

-Creo que levantar el cepo es una cuestión de etapas y se irá dando de forma parcial. Vaca Muerta ayudará para que ingresen los dólares. En 2024, hubo US$ 4.500 millones de superávit energético. Para este año se proyecta un número que estará alrededor de los US$ 8.500 y US$ 10.000 millones. Ese número va a seguir subiendo en la medida en que se levante la restricción de transporte y evacuación de petróleo y se encuentren nuevos mercados para el gas natural.

¿Qué le preocupa más? ¿Que se termine de estabilizan la macroeconomía local o que el precio del Brent, que antes de que asuma Donal Trump había superado los 80 dólares y un mes después cotiza cerca de US$ 70, no continúa bajan?

-Las dos cosas. Una ventaja de ir al CERAWeek es poder analizar la geopolítica global y ver cómo está impactando el precio del petróleo a partir de la agenda de aranceles de Trump y al mismo tiempo, ver cuánto incide la guerra entre Rusia y Ucrania y el conflicto comercial entre EE. UU y China vinculado a las tarifas de aranceles de EE.UU. Todos esos componentes contribuyen a que el precio del petróleo está fluctuante. La ventaja de la Argentina es que es más resiliente a precios más bajos de petróleo.

El problema que podemos tener está relacionado con el financiamiento. Si hay inflación en EE. UU va a ser más cara la tasa de interés. Nosotros e YPF, Pampa Energía, Vista y Pan American Energy emitimos bonos a fin de año para empezar con proyectos de desarrollo de Vaca Muerta. La pregunta es cual será la tasa de interés sobre la que vamos a poder endeudarnos a lo largo de este año y el que viene para desarrollar los oleoductos y proyectos. La Argentina debería ser resiliente a una baja del precio del petróleo. Podemos desarrollar Vaca Muerta con un precio del petróleo que esté en torno a los US$ 50.

Otro tema que me preocupa es el aumento de los costos en dólares. Las provincias, los sindicatos y las empresas tenemos que ajustarnos. No es una época de tirar manteca al techo, sino de ajustarnos porque los costos en dólares han subido y tenemos que ver cómo mantenerlos. El tema del cepo creemos que se va a superar con el tiempo. Podrá ser algo de manera parcial, pero en el futuro vemos a una Argentina exportando más petróleo, seguramente más de un millón de barriles en cinco o seis años.

En un escenario hipotético en el que se registre una baja fuerte del precio del crudo y que este se ubique cerca de los 60 o 55 dólares, ¿se podría avanzar con un desarrollo masivo de petróleo en Los Toldos II o la inversión se podría frenar?

-Obviamente el proyecto va a tener una rentabilidad menor, pero cuando nosotros arranquemos creo que vamos a tener una estabilización del precio. Lo que es seguro es que con un precio en torno a los US$ 60 el proyecto se puede desarrollar.

Respecto al cepo, uno observa que las compañías locales, más allá de la incertidumbre económica, entraron en una carrera para posicionarse estratégicamente en Vaca Muerta. Lo vimos en el proceso de venta de las áreas de ExxonMobil, que finalmente fueron adquiridas por Pluspetrol. ¿Por qué las empresas con accionistas argentinos tiene vocación de ampliar el porfolio en Vaca Muerta pese a que todavía hay una restricción cambiaria fuerte?

-Creemos que esa restricción se va a levantar y Vaca Muerta es una oportunidad en un play a nivel mundial. Aún con gobiernos que distorsionaban la macroeconomía, el play pudo crecer. Con gobiernos como este que quiere estabilizar la macroeconomía, va a funcionar aún mejor. Entiendo que para los extranjeros es más difícil creer dada la historia del país. Los argentinos somos más optimistas y estamos acá.

¿Cuándo espera tener más claro el escenario macroeconómico?

-Esto es día a día. Creo que, a fin de año, teniendo en cuenta lo que dijo (Javier) Milei acerca de levantar el cepo de forma parcial o totalmente, sumado a que ya habrá transcurrido el primer año de gestión de Trump y eso nos permitirá ver cómo impacta su gestión en la geopolítica gloabl, tendremos el escenario estará más claro.

Por eso es bueno el CERAWeek para juntarse con players internacionales y con representantes de otros países. En lo personal, voy a participar de un panel en el que estarán representantes de Colombia y México. Esperemos que esos países también puedan desarrollar el shale y que empresas argentinas que tienen experiencia acá puedan repetirla en esos mercados.

¿Cómo ve la percepción internacional hacia la Argentina? ¿Ve un cambio u observa cierta cautela?

-Creo que las majors van más en esa segunda línea. Analizan cómo va la Argentina. Los locales somos más optimistas y vemos a Argentina mejor. América Latina no tuvo mucha presencia en la edición anterior del CERAWeek. Es importante elevar esa presencia y que los países como Argentina, México, Brasil y Colombia empiecen a jugar un papel importante en la agenda energética del mundo y en la producción de petróleo.

¿Cuál es el aporte de participar en un evento como el CERAWeek?

-Además de las charlas, uno tiene contactos, reuniones formales e informales con representantes de todo el mundo. Armamos reuniones para aprovechar el tiempo. En un periodo corto de cuatro días podemos ver a un montón de empresas que por otras vías llevaría mucho tiempo encontrarlas. Permite un tipo de contacto directo y fluido. Me aporta en la visión general, el saber cómo analizan el escenario las majors, los gobiernos. También, sirve para saber hacia dónde va el petróleo, la energía, la agenda de transición e innovación.

Nosotros desde Tecpetrol vamos a lanzar nuestra propia start up este año. Estamos levantando fondos y vamos a presentar el proyecto en la conferencia. La empresa se llama Tulum y está dedicada a explorar la explotación de hidrógeno azul (a partir dle gas natural) para la industria del acero.

¿Cuáles de los temas que dejó la edición anterior del CERAWeek le parecen relevantes y sobre los que Argentina debería trabajar?

-Un tema clave es seguir la evolución del mercado LNG y ver cómo puede impactar en la geopolítica. Si termina la guerra entre Rusia y Ucrania podría volver el gas ruso a Europa y eso podría hacer bajar los precios porque el mercado europeo se va a saturar un poco más y ese LNG tendría que ir a Europa y Asia.

, Nicolas Gandini

Chevron y Shell, las dos empresas multinacionales con más exposición en Vaca Muerta, formalizaron la semana pasada su incorporación al vehículo societario que llevará adelante la construcción del Vaca Muerta Sur (VMOS), un megaproyecto que prevé el tendido de un oleoducto de más de 430 kilómetros desde Neuquén hasta las costas de la provincia de Río Negro y la instalación de una terminal de exportación en Punta Colorada. Se trata, en los hechos, de la mayor obra de infraestructura para apuntalar el desarrollo de petróleo en Vaca Muerta durante los próximos años.

Si bien Chevron y Shell integraban el esquema asociativo original con el que YPF y otras cuatro petroleras locales vienen trabajando desde hace tiempo —de hecho, directivos de ambas compañías firmaron a mediados de diciembre del año pasado el acuerdo de lanzamiento de la iniciativa en las oficinas de YPF en Puerto Madero—, restaba la firma de los contratos de incorporación definitiva; una instancia que se terminó de homologar la semana pasada, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas.

“Para compañías majors como estas, la toma de decisiones es más compleja porque precisan del aval de sus casas matrices, algo que siempre les lleva más tiempo que a las empresas con accionistas argentinos”, explicó un alto directivo que participa del proyecto. En la práctica, agregó, la presencia en carácter de socios de Shell y Chevron representa un fuerte espaldarazo por el VMOS porque contribuirá significativamente a poder conseguir financiamiento internacional para la obra, que demandará una inversión total de más de US$ 2500 millones. “La presencia de dos empresas multinacionales de este calibre facilitará la estructuración del project finance para obtener créditos a tasas bajas en el exterior. No es un tema menor”, explicó la misma fuente.

El esquema original prevé que las siete empresas socias del VMOS —YPF, Pluspetrol, PAE, Vista, Pampa, Chevron y Shell— solventen con equity el 30% del costo del proyecto, en tanto que el 70% restante se estructurará con créditos de bancos y entidades internacionales.

En lo político, la incorporación de Chevron y Shell puede interpretarse como un claro respaldo institucional al proyecto, dado que el aval de las empresas multinacionales se produjo después de que se generara un contrapunto con la gobernación de Río Negro, que negocia la inclusión de algún instrumento recaudatario para participar de la renta del proyecto. Aunque algunas petroleras cuestionaron ese planteo, lo concreto es que si Shell y Chevron continuaron adelante y confirmaron su participación es una señal de que diferendo entre las partes podría resolverse en los próximos días.

El proyecto

El VMOS permitirá transportar más de 500.000 barriles por día de petróleo, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700.000 barriles, en caso de ser necesario. El emprendimiento fue el primero en presentarse para obtener los beneficios del RIGI. YPF, PAE, Pluspetrol, Vista, Pampa Energía comprometieron, en conjunto, aproximadamente más de 350.000 bbl/d de capacidad. Chevron y Shell, que oficializaron su participación la semana pasada, sumarán más de 230.000 barriles diarios adicionales.

Desde las petroleras destacaron en diciembre pasado 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”.

, Nicolas Gandini

Aumentar la producción de hidrocarburos en los Estados Unidos para garantizar el acceso a energía barata y segura para la producción fabril. Este es uno de los conceptos rectores de la política económica de la administración de Donald Trump que dos de sus funcionarios de primera línea defenderán en el CERAWeek 2025, el principal evento energético mundial del año que comienza este lunes en Houston. Su desafío será convencer a una industria energetica escéptica de los incentivos para perforar y que esta más atenta a las derivaciones de la guerra de aranceles desatada por el gobierno.

«Drill baby, drill» es la frase con la que Trump sintetizó en la campaña electoral cuál es el camino para abaratar los costos energéticos. El secretario del Tesoro, Scott Bessent, se encargó de ponerle una cifra a esa expectativa al hablar de la necesidad de producir un adicional de “3 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd)”. La producción de petroleo crudo en EE.UU. promedió 13,2 millones de bpd en 2024, estableciendo un nuevo record anual.

Por supuesto que los responsables de explicar cuál es la agenda sectorial para arribar a esa meta seran los secretarios de Energia, Chris Wright, y de Interior, Doug Burgum, quienes participarán como oradores en el CERAWeek.

Trump nombró a Burgum como presidente y a Wright como vicepresidente del Consejo Nacional de Dominancia Energetica, una mesa creada para alinear y subordinar a todos los departamentos y las agencias federales detrás de la política energetica del presidente. La industria espera que Wright y Burgum otorguen algunas definiciones sobre un plan energetico que presentaran al presidente antes de junio.

«El presidente Trump creó el Consejo Nacional de Dominancia Energética para maximizar el uso de los amplios recursos energéticos de Estados Unidos, lo que permitiría reducir los precios de la energía. Los precios del petróleo crudo han caído más del 5% desde que el presidente Trump asumió el cargo«, destaco la Casa Blanca en un comunicado publicado dias atras.

Guerra de aranceles

Por el momento, los objetivos trazados por el gobierno no coinciden con la visión de la industria petrolera, que sigue privilegiando la disciplina de capital por sobre el crecimiento de la producción de petróleo crudo. La divergencia sera aún mayor si Trump empuja escenarios con potencial impacto a la baja en los precios del crudo, como puede ser una guerra comercial con sus socios tradicionales.

Las potenciales derivas de los aranceles a las importaciones sobre toda la cadena de valor de la industria petrolera generan particular atencion por el posible aumento de costos. Sin ir mas lejos, esta semana comenzará a regir el arancel de 25% sobre las importaciones de acero y aluminio, dos insumos relevantes. Los precios de los tubos de acero para las perforaciones petroleras treparon un 10% entre octubre y febrero, segun los relevamientos de precios de Argus Media.

Igual o más relevante aun son los aranceles del 10% sobre el petróleo importado de Canada y de 25% sobre el crudo mexicano que entraron en vigencia. Las refinerías en el medio oeste de EE.UU. verán reducidos sus márgenes empresariales o, en el peor de los casos, trasladarán el costo de los aranceles al surtidor, debido a la importancia crucial del crudo canadiense en sus operaciones. El American Petroleum Institute, la principal asociacion en representacion de la industria petrolera, presionó para que el gobierno redujera los aranceles al petroleo canadiense, incialmente fijados en 25%.

Otras inquietudes son de orden macroeconomico. El presidente de la Reserva Federal, Jerome Powell, afirmó que aun es prematuro para evaluar si la politica de aranceles sera inflacionaria. Powell añadió que las decisiones comerciales tomadas por Trump en su primera presidencia no tuvieron efectos inflacionarios pero si causaron una desaceleracion del crecimiento economico mundial.

En cualquier caso, todos los actores se preguntan cuál es el fin ultimo del gobierno con los aranceles. El poder ejecutivo esquiva cualquier definicion sobre la duracion de los mismos. El secretario del Tesoro llamó a las empresas manufactureras a no guiar sus decisiones de inversion en EE.UU. especulando con la temporalidad de los impuestos a las importaciones. En cambio, puso el foco en la importancia de tener acceso a energía barata.

«Creo que la mayoría de los CEOS ven que los aranceles son la palabra del momento, pero en realidad creo que lo que determinará el comportamiento corporativo será si tenemos una buena política fiscal. ¿Podemos hacer que la Ley de Reducción de Impuestos y la Ley de Empleos sea permanente? ¿Estamos creando seguridad energética para que tengan acceso a energía barata? ¿Vamos a desregular?», analizó Bessent en una entrevista reciente con CNBC.

, Nicolás Deza

Líderes de la industria energética están en Houston para participar de una nueva edición del CERAWeek, el mega evento del año del sector energético mundial que comienza este lunes. La asunción de una nueva administración en los Estados Unidos marcará el pulso de un evento que aglutinará a empresarios y directivos de las principales empresas y funcionarios de alto nivel a debatir las estrategias energéticas frente a un mundo complejo.

El alineamiento entre la política energética de los EE.UU. y la realidad de los mercados, la encrucijada energética y de seguridad en Europa a partir de los acontecimientos recientes en la guerra en Ucrania, las estrategias para el upstream en un mundo complejo, las perspectivas de la industria del gas natural en Latinoamérica y los mercados eléctricos en la región y en EE.UU. serán algunos de los tópicos protagonistas en esta edición, que será cubierta por EconoJournal desde Houston.

El evento, que es organizado y presentado por S&P Global, abrirá este lunes con un diálogo entre el secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright y el vicepresidente de S&P Global, Daniel Yergin. Durante la jornada también habrá exposiciones de los CEOs de Shell, Wael Sawan, de Chevron, Michael Wirth, y de Saudi Aramco. Tambien expondrá el presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, en un panel sobre políticas industrial y comercial globales.

El gobierno de Javier Milei tambien estará presente a través del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, que hablará en una sesión centrada en la transformacion económica y energética de la Argentina.

El sector energético en Latinoamérica será un tema de conversación en distintos paneles y exposiciones. El martes tendrá lugar un panel sobre sustentabilidad y crecimiento en Latinoamérica con la participación del CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous. Ese mismo día, el presidente de E&P de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro debatirá en un panel sobre competitividad del upstream en la región.

Nuevas estrategias energéticas

La nueva edición del CERAWeek focalizará en cómo los grandes cambios en las políticas, la tecnología y la geopolítica están transformando el panorama energético mundial. Los nuevos gobiernos, el poder transformador de la inteligencia artificial y los conflictos latentes en todo el mundo son algunas de las muchas fuerzas complejas que influyen en las estrategias de las empresas y los mercados para satisfacer las necesidades energéticas del mundo.

La industria prestará especial atención a lo que puedan decir los funcionarios de la administración del presidente Donald Trump invitados a exponer. Se espera que el titular de la cartera energética, Chris Wright y el secretario del Interior, Doug Burgum realicen una encendida defensa de los aranceles y del objetivo oficial de reducir los costos energéticos.

, Nicolás Deza

El complejo gasífero General Cerri quedó fuera de servicio este viernes por el fuerte temporal que provocó inundaciones en la ciudad de Bahía Blanca. Por este motivo, el Ente Nacional Regulador de Gas (Enargas) informó que hubo “una reducción en el suministro de gas natural”, aunque aclaró que “el gas para la demanda prioritaria (hogares, hospitales, colegios, comercios) está garantizado”.

La planta General Cerri está ubicada en las afueras de Bahía Blanca y es operada por la compañía Transportadora de Gas del Sur (TGS). En el complejo se procesa y almacena gas natural y se produce etano, propano, butano y gasolina. Hasta el momento no se conoce por cuánto tiempo la planta permanecerá fuera de servicio.

Por la merma en el suministro, el Enargas tomó dos medidas “en el marco de las Pautas de Despacho vigentes”:

• Cambiar la generación de electricidad de gas a combustibles líquidos, resguardando el abastecimiento eléctrico.

• Restringir el suministro de gas a servicios que pueden ser interrumpidos, en aquellos casos en que esta medida resulte útil.

Por último, Enargas remarcó que “está monitoreando la situación junto con la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, TGS y TGN (Transportadora Gas del Norte) para restablecer el suministro normal lo antes posible”.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la petrolera bajo control estatal, presentó los resultados del primer año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4. Durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, lo que significó un 26% de crecimiento respecto al año anterior. A su vez, en los últimos meses del año pasado, la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios.

Las exportaciones de petróleo, que fueron dirigidas principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174% superiores al año anterior. Las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854.000 barriles de petróleo equivalentes (boe) en 2024, un crecimiento del 13% respecto al año anterior. Hoy representan el 78% del total de reservas de la compañía.

Otros resultados

La tasa de reemplazo de reservas fue de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de la compañía durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo, explicaron desde la petrolera que preside Horacio Marín.

El EBITDA ajustado creció un 15% alcanzando los US$ 4.654 millones. Desde la empresa explicaron que esto estuvo “impulsado principalmente por la recuperación del precio local de los combustibles, los crecientes ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil”.

El desempeño de 2024 incluye alrededor de (-US$300 millones) de campos maduros y (-US$85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.

Inversiones

 Las inversiones alcanzaron los US$ 5.041 millones durante el año pasado. El 63,5% fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta. Además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: US$800 millones con respaldo de exportaciones a 7 años con rendimiento del 9,75% y septiembre US$540 millones sin garantía a 7 años con rendimiento del 8,75%), la compañía emitió en enero de 2025 US$ 1.100 millones en un bono internacional sin garantía a nueve años con rendimiento del 8,5% para refinanciar US$ 757 millones y adquirir el 54% de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno publicó este miércoles en el Boletín Oficial el decreto 146 que modifica la forma en que se actualiza la carga impositiva sobre los combustibles. Se trata del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC), que grava la venta de naftas y gasoil en el país. En la práctica, el decreto lo que hace es reducir el ritmo de actualización impositiva. Hasta enero había subido 10 pesos por litro y a partir de este mes aumentó 5 pesos por litro.

En rigor, el decreto disminuye el impacto de los impuestos en el precio final de los combustibles. Con esta medida el gobierno pretende que el aumento en los surtidores sea menor todos los meses y poder quitarle presión a la inflación, un objetivo central en la política económica oficial.

El decreto está firmado por el presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo. En los hechos, el Poder Ejecutivo difirió parcialmente la actualización impositiva correspondiente al primer trimestre de 2024 y aplazó en su totalidad la del segundo, tercer y cuarto trimestres del año pasado.

Impuestos

El IDCL y el IDC son tributos que se actualizan de manera trimestral en los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del Indec, considerando las variaciones acumuladas de ese índice desde enero de 2018.

La recuperación del valor atrasado del ICL y el IDC es un tema que el gobierno libertario heredó de la gestión de Alberto Fernández, que postergó fuertemente la carga impositiva sobre los combustibles. Por este motivo, el gravamen todavía tiene un remanente que se debe actualizar. La forma de completarlo era mediante un incremento de 10 pesos por litro por mes. Pero el gobierno ahora prefirió reducir a la mitad el ritmo de actualización.

Con la implementación de esta política para evitar presionar más al precio en surtidor, el gobierno acepta perder recaudación fiscal. A partir de mayo, el Poder Ejecutivo publicó nueve decretos (375, 466, 554, 681, 770, 863, 973, 1059 y 1134) por los cuales incrementó de manera parcial los impuestos, postergando, de este modo, la actualización completa del gravamen.

Mediante el decreto 51 de fines de enero, el Poder Ejecutivo ya había diferido la actualización del ICL y el IDC que debía aplicarse en febrero, que significó una pérdida de la recaudación fiscal de US$ 181 millones solo correspondiente a ese mes.

Según el informe semanal de febrero de la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, siguiendo la normativa el impuesto el mes pasado debió representar 408 pesos por cada litro de nafta. Sin embargo, la carga del gravamen explicó 227 pesos. En cuanto al gasoil, el ICL y el IDC en febrero debieron explicar 264 pesos por litro, sin embargo la carga impositiva representó 165 pesos.   

, Roberto Bellato

En un contexto global donde la descarbonización y la estabilidad del suministro eléctrico son prioridades, la combinación de distintas tecnologías de generación de energía y almacenamiento se han convertido en un factor clave para la sostenibilidad y eficiencia energética. La variabilidad de las fuentes renovables, como la solar y la eólica, requiere soluciones inteligentes que permitan garantizar un suministro confiable y optimizar el rendimiento de los sistemas eléctricos.

En respuesta a estos desafíos, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, ofrece soluciones innovadoras que se adaptan e integran diversas tecnologías para maximizar la eficiencia y rentabilidad de los proyectos energéticos, según detallaron.

Con más de 30 años de experiencia en el desarrollo de sistemas de monitorización, control y gestión de activos de generación de energía, la empresa ha participado en proyectos híbridos en la Argentina, Colombia, Perú y Estados Unidos. “El enfoque en la integración de tecnologías híbridas y la capacidad de adaptación posicionan a la compañía como un socio clave en el desarrollo de este tipo de proyectos”, destacaron desde la firma.

Proyectos que transforman el futuro energético

Las soluciones de BLC Power Generation se adaptan a distintos tipos de generación eléctrica, permitiendo integrar múltiples fuentes de energía para optimizar la eficiencia, estabilidad y rentabilidad de las operaciones.

Uno de los proyectos más destacados de los últimos años es la Microgrid Campus Thomas Aquinas College, en Estados Unidos. BLC Power Generation brindó un sistema para controlar y gestionar toda la energía del campo, que integra diferentes tecnologías como microturbinas de gas, paneles solares y baterías de almacenamiento.

Además, la empresa participó en el Complejo Cañahuate I de la minera Drummond en Colombia, donde integramos el Parque Solar Fotovoltaico Cañahuate l, con una capacidad de 65 MW, con turbinas térmicas y toda la red eléctrica del complejo minero.

También en Colombia, BLC Power Generation implementó su solución Optimum PG – EMS desarrollada específicamente para el manejo de baterías, en el Parque Solar La Martina, la primera granja solar del país equipada con un sistema de almacenamiento de energía a gran escala. Gracias a la implementación de baterías, este parque puede generar hasta 2.200 MW adicionales cada año, marcando un hito sin precedentes en el sector eléctrico del país.

En Perú, en el complejo industrial Yura, BLC Power Generation implementó sus soluciones para controlar y gestionar la energía de la planta integrando el Parque Solar Yura de 30MW con la central térmica existente.

En la Argentina, en el complejo petrolero Manantiales Behr, la empresa integró el Parque Eólico Manantiales Behr, emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación, combinando infraestructura eólica con subestaciones de alta y media tensión y una central térmica a motores, logrando una capacidad instalada de 99 MW. Todo el complejo es monitoreado, controlado y gestionado eléctricamente con la solución Optimum PG de la empresa.

Diego Riobo, Product Leader de BLC Power Generation, expresó: «Cada uno de estos proyectos representó un gran desafío para nuestra empresa, impulsando nuestro crecimiento y reafirmando nuestro liderazgo en la generación de energía en la región. Nos enorgullece contribuir a la transición energética con soluciones innovadoras que garanticen la estabilidad de la red«.

Innovación para un futuro más sostenible

“BLC Power Generation continúa su compromiso con el desarrollo de soluciones basadas en tecnologías de última generación para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía renovable para todo tipo de tecnología de generación de energía eléctrica de forma individual e integrada”, aseguraron desde la empresa.

Martín Lopez, director de Operaciones de BLC Power Generation destacó: «La participación en proyectos híbridos nos permite ofrecer soluciones energéticas adaptadas a las necesidades del mercado. Apostamos por la innovación para consolidarnos como referentes en la transición energética”.

“Gracias a su capacidad de adaptación y compromiso con la sostenibilidad, BLC Power Generation se consolida como la opción estratégica para empresas que buscan maximizar la eficiencia y el potencial de sus proyectos energéticos, con el fin de impulsar un futuro más sustentable”, concluyeron desde BLC Power Generation.

, Redaccion EconoJournal

Pampa Energía, una compañía consolidada hace tiempo como uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, presentó este jueves ante inversores los resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Gustavo Mariani, CEO de Pampa, aseguró: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”.

“Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016”, destacó el ejecutivo de Pampa.

Crecimiento

En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. “Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en el parque generador y la puesta en marcha del Parque Eólico Pampa Energía VI”, remarcaron desde la firma.

Para el yacimiento Rincón de Aranda, la empresa informó que tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Pampa ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20.000 barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

Entre los resultados, desde la empresa destacaron el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Se trata de una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

Por último, Pampa afirmó que “gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a siete y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027”.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, encabezó en la tarde del jueves una reunión junto a las principales operadoras petroleras de Vaca Muerta en la que se acordó avanzar en el financiamiento de la Circunvalación de Añelo, una obra clave para descomprimir la logística en la localidad que funciona como puerto de acceso al principal enclave no convencional de Neuquén. El proyecto es una de las prioridades que tienen tanto la gobernación de la provincia como la industria hidrocarburífera, ya que permitiría descongestionar el tránsito en el epicentro del desarrollo de Vaca Muerta y generaría un ahorro anual de 50 millones de dólares.

El encuentro tuvo lugar en Buenos Aires en la Casa de Neuquén, tal como había anunciado Figueroa el pasado 1° de marzo durante la apertura de Sesiones Ordinarias de la Legislatura, con el objetivo de trazar una ruta de trabajo y crear el Fondo de Infraestructura para Vaca Muerta. Además de obras, el gobernador neuquino insistió a las empresas en que apoyen el programa de becas escolares Gregorio Álvarez y les pidió que contraten mano de obra local en los principales proyectos que tiene la industria en la provincia. «El gobernador destacó la transparencia y la trazabilidad con el que se está ejecutando el programa de becas y pidió avanzar con el desarrollo de infraestructura que es clave para garantizar la sustentabilidad de Neuquén», indicó uno de los ejecutivos asistentes de la reunión.

Inversión

Días atrás, Figueroa había adelantado a EconoJournal que el encuentro tenía como fin “decirles a las empresas lo que pretendemos y trazar una curva de inversión para que nosotros podamos acompañar ese camino hacia donde quieren ir e intervenir de la mano de lo que queremos nosotros”.

Este jueves el mandatario presentó el Fondo de Infraestructura como un mecanismo para ejecutar las obras que necesita la industria para apuntalar el crecimiento de Vaca Muerta, entre las que destacó nuevas rutas y redes de electricidad, como así también la Red Azul de agua.

La reunión finalmente tuvo lugar a las 15 en la Casa del Neuquén, en la calle Maipú y culminó pasadas las 17. Contó con la presencia de parte del gabinete como el ministro de Energía, Gustavo Medele, el ministro de Jefatura de Gabinete, Luis Ousset, el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, el de Trabajo, Lucas Castelli, la de Educación, Soledad Martínez y la secretaria de Ambiente, Leticia Esteves.

Por parte de las empresas se hizo presente el presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), Carlos Ormachea, junto con referentes de compañías como YPF, Shell, Pluspetrol, Pan American Energy, Phoenix, TotalEnergies y Pampa Energía. Además, participó el líder del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci.

Acuerdo por Añelo

La reunión de hoy sirvió para poner en agenda como prioridad número uno la culminación de la Cincunvalación de Añelo, una arteria que se encuentra en el seno de Vaca Muerta y cuya ampliación es vital para acompañar su desarrollo. En este punto, el gobernador neuquino consideró que implicará un “win-win” tanto para la provincia como para las compañías al permitirles generar un ahorro anual de 50 millones de dólares y descomprimir el congestionado tránsito de la zona.

Sobre este tramo en particular, 10 operadoras se comprometieron a culminar los 60 kilómetros de ruta que restan. De esta forma, se lograría finalizar bypass de Ruta 7 que incluiría la pavimentación en la Circunvalación de Añelo -ubicada entre las ruta 8 y la 17- para así permitir contar con una traza alternativa para el Corredor Petrolero. Las operadoras se comprometieron a financiar un 80% del costo de construcción de la obra, que demandará unos 60 millones de dólares. El 20% restante estará en cabeza de la provincia.

Una de las principales dudas que plantea el esquema de asociación pública-privada es el mecanismo de financiamiento que tanto empresas como el gobierno provincial utilizarían para ejecutar estas obras. Sobre este punto, las petroleras propusieron crear un fideicomiso y finalmente acordaron realizar una nueva mesa técnica a fines de marzo entre integrantes de la CEPH y miembros del gabinete de Figueroa donde se defina cómo será el uso de los fondos y cuáles serán las próximas obras a ejecutar.

En paralelo, la CEPH avanza en el estudio que encargó a la consultora AC&A para determinar cuáles son los trabajos prioritarios para la industria en base al nivel de actividad y el desarrollo de las áreas petroleras.

Por su parte, el gobernador también hizo énfasis en que las regalías son una retribución que recibe la provincia y que se basa en la extracción de un recurso no renovable. Dijo que actualmente, la mitad de su recaudación se utiliza para generar nueva infraestructura y señaló a las empresas que “si mejoran en este aspecto van a hacer una diferencia”.

En el encuentro se plantearon además otros dos ejes: educación y empleo local. En el primer punto, la ministra Martínez comentó acerca del Plan Gregorio Álvarez, mientras que el gobernador les pidió a las empresas que comprometan más fondos para así poder beneficiar a más estudiantes y aumentar los montos de los beneficios.

El último eje de la reunión abordó el empleo local. En este punto, Rucci reclamó que trabajadores de Mendoza, Chubut y Santa Cruz llegan a Neuquén donde ocupan puestos laborales y se les pidió a las compañías que priorizaran la mano de obra neuquina en los desarrollos que tienen proyectados.

, Laura Hevia

El gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos empresas mineras más grandes del mundo, cerró la compra de Arcadium Lithium, la compañía creada el año pasado a partir de la fusión entre la australiana Allkem y la estadounidense Livent, dos de los grandes jugadores del mercado del litio a nivel mundial. La adquisición fue por US$ 6.700 millones y la empresa ahora se convertirá en Rio Tinto Lithium. La firma, mediante esta transacción, se posicionó como el principal productor de este mineral del país.

Gracias a esta adquisición, la empresa pasará a operar dos proyectos que en la actualidad se encuentran en la etapa de producción en el país. Desde la compañía, aseguraron que el objetivo es aumentar la capacidad de los activos de nivel 1 a más de 200 mil toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE) para 2028.

“Las tecnologías y geografías complementarias ofrecen un valor atractivo impulsado por el crecimiento acelerado del volumen en un mercado en alza, proyectando un EBITDA y un flujo de caja operativo significativamente más altos en los próximos años”, destacaron a través de un comunicado.

Proyectos

Mediante esta adquisición, Río Tinto ahora estará a cargo del proyecto Salar de Olaroz, ubicado en Jujuy. También, el proyecto Fénix, localizado en el Salar del Hombre Muerto en Catamarca, en el cual la compañía planea construir una segunda planta de carbonato de litio. Dos iniciativas que se suman al proyecto Rincón, ubicado en Salta y operado por Río Tinto, que se espera que comience su producción comercial este año.

La semana pasada desde Arcadium Lithium comunicaron que, a pesar de las condiciones del mercado durante el año pasado, la compañía logró un incremento del 20 % interanual en la producción combinada de su proyecto Fénix y de Olaroz, con un volumen de 44.115 toneladas de carbonato de litio y 4.541 toneladas de cloruro de litio.

Jakob Stausholm, director ejecutivo de Rio Tinto, aseguró: «Hoy estamos encantados de dar la bienvenida a Rio Tinto a los empleados de Arcadium. Juntos, estamos acelerando nuestros esfuerzos para obtener, extraer y producir los minerales necesarios para la transición energética”.

A su vez, el ejecutivo sostuvo que “al combinar la escala, la solidez financiera y la experiencia operativa y de desarrollo de proyectos de Rio Tinto con los activos de primer nivel y las capacidades técnicas y comerciales de Arcadium, estamos creando un negocio de litio de primera clase que se suma a nuestras operaciones líderes de mineral de hierro, aluminio y cobre”.

“Creemos que estamos bien posicionados para suministrar los materiales necesarios para la transición energética, manteniendo al mismo tiempo nuestro enfoque en respetar a las comunidades locales, minimizar los impactos ambientales y generar valor para los accionistas y otras partes interesadas”, consideró.

Transacción

Los accionistas de Arcadium Lithium recibirán una contraprestación total en efectivo de 5,85 dólares por cada acción que posean en la fecha de registro del plan.

Además, Rio Tinto financiará la adquisición recurriendo a su línea de crédito puente existente, que planea reemplazar con financiación de deuda a largo plazo.

En relación con la finalización de la transacción, las acciones de Arcadium Lithium y los recibos de depósito CHESS (CDI) se retirarán de la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) y de la Bolsa de Valores de Australia (ASX), respectivamente, según detallaron.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno recibió numerosos elogios públicos de empresarios en la convención PDAC de Toronto debido a las reformas pro-mercado que viene impulsando. Sin embargo, poco se supo de las reuniones privadas que la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, y el secretario de Finanzas, Pablo Quirno, tuvieron con representantes de la industria minera y financiera. En esos cara a cara, los ejecutivos aprovecharon para plantear sus dudas sobre la sustentabilidad de las reformas, ya que el fracaso del gobierno de Mauricio Macri todavía está fresco en el recuerdo de muchos de ellos.

Cena con mineras

El domingo por la noche hubo una cena con representantes de empresas mineras en las oficinas del estudio Gowling, organizada por el Canadian Council of the Americas y Horizon Engage, consultora de riesgo político con sede en Nueva York. Karina Milei todavía no había llegado a Toronto y la voz cantante la tuvo Quirno, quien estuvo acompañado por los gobernadores de San Juan, Marcelo Orrego, el gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, y una serie de ministros provinciales.

Los empresarios se mostraron conformes con las reformas que impulsa el gobierno de Javier Milei, pero su principal preocupación estuve centrada en qué está haciendo la gestión actual para garantizar que no se dé marcha atrás con esas reformas. Su principal preocupación es que no les pase lo mismo que a Mauricio Macri que a comienzos de 2016 también recorrió el mundo promocionando un cambio y terminó llegando al final de su mandato solo por el salvavidas que le tiró el fondo en medio de una corrida financiera fenomenal que derivó en el restablecimiento del cepo cambiario.

Lo que respondió Quirno es que en esta ocasión la principal diferencia está dada por la convicción de Javier Milei y por una sociedad que aceptó la idea de que el equilibrio fiscal es necesario para salir adelante. Quirno remarcó también en ese encuentro que las ahora las reformas están siendo más profundas que en la época de Macri. Los gobernadores y los ministros provinciales respaldaron el análisis del secretario de Finanzas y dijeron que efectivamente la sociedad está acompañando las reformas.

Quirno reconoció en ese encuentro que a Argentina le va a llevar tiempo recobrar la credibilidad, pero insistió en que van a seguir cumpliendo su hoja de ruta y sostuvo que los próximos pasos son el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional y la eliminación del cepo cambiario.

Del lado empresario asistieron Brandon Craig, presidente para las Americas de BHP, el gigante minero australiano; Lawrence Dechambenoit, director global de Asuntos Externos de Río Tinto, otro jugador de primer nivel con inversiones en cobre, mineral de hierro, aluminio y litio; Emily Olson, directora de Sustentabilidad y Asuntos Corporativos de Vale Base Metals, una subsidiaria de la brasileña Vale; Richard Price, director de Asuntos Legales y Corporativos de la británica Anglo American, otro gigante con operaciones en cobre, diamantes, platino, mineral de hierro y niquel; Amparo Cornejo, directora de Sostenibilidad de Teck, una de las principales productoras de zinc y carbón en América del Norte; John Gladston, director de Asuntos Corporativos de la canadiense First Quantum, gran productor de cobre y niquel; y Sean McAleer, vicepresidente de Iniciativas Estratégicas de la canadiense Pan American Silver, una de las mayores productoras de plata del mundo.

El listado lo completaron ejecutivos de empresas más pequeñas con potencial estratégico como John Miniotis, presidente y CEO de AbraSilver, productora de plata y oro; Rob McEwen, CEO de la canadiense McEwen Copper, enfocada en la minería de cobre; Rodrigo Barbosa, CEO de la canadiense Aura Minerals, productora de oro y cobre; Dinah Asare directora de desempeño social de la productora de oro canadiense Kinross Gold, Christian Möbius, CEO de la británica Southern Cross Minerals; y Ignacio Celorrio, vicepresidente ejecutivo de Lithium Argentina. Además, se sumaron a la mesa representantes de algunas financieras con intereses en el sector minero como Appian Capital Advisory, BMO Capital Markets y Rideau Potomac Strategy Group.

Cita con fondos de inversión

El lunes por la noche hubo otra cena en el estudio Gowling con representantes de fondos de inversión. Allí estuvo Karina Milei con Pablo Quirno y el presidente de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional Diego Sucalesca.

En línea con sus acotadas intervenciones públicas, Karina Milei habló poco, pero se preocupó por saludar uno a uno a todos los presentes al comienzo y al final del encuentro. La secretaria general de la presidencia reconoció que el país tiene mala reputación a nivel internacional y aseguró que su misión es dejar en claro que están impulsando un verdadero cambio de época. Dijo que no solo impulsan transformaciones económicas sino una “batalla cultural”. Además, se mostró confiada en que la Libertad Avanza va a ganar las elecciones legislativas de este año.  

A Quirno le preguntaron a qué sectores tienen previsto darles mayores beneficios y el secretario de Finanzas respondió que no van a realizar ese tipo de discriminación y todos son bienvenidos a la Argentina. Cuando le preguntaron por la vigencia de derechos de exportación, aseguró que el gobierno no está conforme todavía con su resultado fiscal porque no permite bajar más los impuestos.

Entre los asistentes estuvieron Scott Brison, vicepresidente ejecutivo de Estrategia y Asuntos Públicos del Banco de Montreal (BMO) y ex ministro de Finanzas de Canadá; Jeff Vickers, director de Finanzas de BMO; Nadir Cura, analista del fondo de inversión Converium Capital, George Armoyan, presidente del fondo de inversión Geosam Capital; Ari Untracht, director de Eldridge Industries, una firma de inversión y holding privado; Alexandra McBain, socia fundadora y directora general del fondo de inversión Pamoja Growth Partners, orientado a pequeñas y medianas empresas; Jonathan Hausman, director de Estrategia de Ontario Teachers’ Pension Plan, uno de los mayores fondos de pensiones de Canadá; Jonathan Belair, socio principal de Power Sustainable Lios, fondo de inversión centrado en el desarrollo sostenible y la agricultura regenerativa; Savannah Ryan, vicepresidenta de Finanzas Corporativas de Integra Capital, empresa argentina de inversiones con intereses en energía, minería y tecnología.

También participaron ejecutivos de estudios de abogados y empresas de consultoría. Christian Perlingieri, socio de Control Risks, consultora global especializada en gestión de riesgos, inteligencia empresarial y seguridad corporativa; France Tenaille, socia del estudio de abogados Gowling WLG y Joe Goldberg, CEO y fundador de la consultora Horizon Engage; Jay Rosenzweig, presidente de la consultora de liderazgo y reclutamiento de ejecutivos Rosenzweig & Co.; y Michiel van Akkooi, un ex ejecutivo de la minera Kinross, que ahora presidente de Tailwind International, una firma de asesoría y consultoría estratégica.

Además, estuvieron Dale Friesen, vicepresidente de Asuntos Corporativos y Director de Asuntos Gubernamentales de ATCO, un grupo empresarial canadiense con intereses en diversas industrias; René Muga, vicepresidente de Asuntos Corporativos para Latinoamérica de la minera BHP; Todd Smith, vicepresidente de Marketing y Desarrollo de Negocios en Candú Energy, una empresa de AtkinsRéalis (ex SNC-Lavalin); Micki Gordic, vicepresidente de Desarrollo Corporativo y Estrategia del gigante de la industria alimentaria McCain Foods; Ross Butler, CEO de Cooke Seafood & Cooke Aquaculture, empresa líder en la producción y exportación de productos del mar y acuicultura;  Hank Latner, deputy chairman de Shiplake Properties, empresa de desarrollo inmobiliario y gestión de propiedades residenciales y comerciales; y Ken Frankel, presidente del Canadian Council of Americas.

, Fernando Krakowiak

El gobierno nacional señaló a la distribuidora Edesur por el corte masivo de este miércoles al mediodía que dejó a 620.000 usuarios sin electricidad en medio de una jornada con temperaturas que superaron los 32° y la sensación térmica que tocó los 40° en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La falla lleva casi tres horas y todavía no se recuperó toda la demanda. El gobierno dice que ahora hay 366.000 usuarios sin electricidad. Es el segundo corte masivo en el área de Edesur en el mismo día.

En un comunicado, el Poder Ejecutivo indicó: “El corte que está ocurriendo en este momento obedece a una falla en dos líneas de alta tensión de 220 KV de Costanera-Hudson, propios del sistema de distribución de la empresa Edesur. Afecta el sur del Gran Buenos Aires y sur de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.

Además, el gobierno también señaló que “hay 800 MW de corte de servicio y 2.500 MW de generación fuera de servicio”. A partir de las 12 del mediodía se registró una caída de la demanda en las redes de distribución de Edesur que pasó de más de 3.770 MW a 2.490 MW, según información de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

La secretaria de Energía, María Tettamanti, “se encuentra supervisando los trabajos en SACME, el centro de operaciones que comparten Edenor y Edesur”, las dos distribuidoras bajo jurisdicción nacional, informó la cartera energética.

El gobierno también remarcó que “no hay inconvenientes para atender con normalidad el resto del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). El ENRE está investigando para proceder conforme al marco regulatorio en lo que a multas y sanciones se refiere”.

A las 5.25 de la mañana de este miércoles, Edesur también había tenido otro corte masivo de electricidad por una falla en la doble línea de alta tensión Bosques – Hudson, que dejó sin electricidad a más de 400.000 usuarios.

Falla

Fuentes del sector eléctrico señalaron a EconoJournal que a las 11.07 la línea de 220 kV Hudson – Costanera N°1 se desenganchó, pero no provocó afectación del servicio. Una hora después se desenganchó el N°2 de la misma línea y la demanda cayó 250 MW. Media hora más tarde, la línea N°1 volvió a tener una falla y registró una reducción 820 MW de la demanda.

Luego, se produjo el desenganche de las máquinas 08 de Central Dock Sud (DSUDTG08), 08 y 09 de Central Costanera (COSTCC08/09) con pérdida de 560 MW y la TG11 de Central Puerto (CEPUTG11) con 110 MW y el colapso del subsistema Azul/Celeste. También hubo una reducción de la demanda de 500 MW.

, Roberto Bellato

Edenor, la distribuidora eléctrica más grande del país que abastece a la zona norte de la Ciudad de Buenos Aires y el Gran Buenos Aires, informó este miércoles que opera “con normalidad ante la creciente demanda por la ola de calor” que provocó temperaturas de casi 40° en la zona centro del país y se generaron dos apagones masivos.

“Según el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la empresa no reporta interrupciones significativas en su área de concesión, garantizando el suministro a sus usuarios. Esto se debe a que Edenor implementa medidas preventivas y trabajos de mantenimiento en su red eléctrica para sostener la estabilidad del servicio”, indicó la compañía en un comunicado difundido este miércoles.

Además, la empresa eléctrica expresó que también “ofrece herramientas digitales como Edenor Digital, que permiten a los clientes gestionar trámites, pagos y reclamos de manera rápida y sencilla, las 24 horas del día”.

“En esa línea, Edenor anunció recientemente un plan de inversiones de 1.275 millones de dólares para el período 2025-2029, destinado a mejorar su red de distribución y reducir la frecuencia y duración de los cortes de luz. Este plan incluye la construcción de tres nuevas subestaciones, con el objetivo de fortalecer la infraestructura eléctrica en el AMBA”, concluyó la distribuidora.

, Redaccion EconoJournal

Este miércoles a las 5.25 se produjo una falla en el área de la distribuidora Edesur que provocó un corte masivo que afectó a más de 400.000 usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y el sur del conurbano bonaerense. La empresa informó que está investigando los motivos que desencadenaron el apagón. En tres horas la demanda se recuperó y el 100% de los usuarios ya tenían el servicio reestablecido.

Fuentes del sector indicaron a EconoJournal que el corte se inició con la salida de la línea doble terna de 220 kilovolt (kv) Bosques – Hudson. Además, como consecuencia se perdieron el ciclo combinado de la central de generación de Dock Sud y la Central Térmica Ensenada – Barragán. Ambas plantas son clave para el abastecimiento eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

A su vez, las mismas fuentes señalaron que la salida de las centrales Dock Sud y Ensenada Barragán “llevó la frecuencia a 49.12 Hz (hercios) con la consecuente actuación de roles de alivio y pérdida de alrededor de 500 megawatt (MW)” en el Gran Buenos Aires.

En el sitio web del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) no hay información disponible que refleje la cantidad de usuarios con problemas de suministro que provocó apagón.   

Desde Edesur informaron que “esta madrugada se registró una falla en líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía”.

, Roberto Bellato

EconoJournal en Toronto

Flavia Royon remarca que la minería requiere de orden macroeconómico y estabilidad fiscal para desarrollarse, dos características difíciles de hallar en Argentina. Sin embargo, sostiene que el gobierno de Javier Milei tiene logros para mostrar en ambos aspectos. La ex secretaria de Energía y Minería y actual secretaria ejecutiva de la Mesa del Litio conversó con EconoJournal durante la PDAC que se está desarrollando en Toronto y destacó particularmente la sanción del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Afirma que el litio es la actividad minera más dinámica y agrega que tiene mucha expectativa de que se concrete un proyecto de explotación de cobre. “El RIGI les dio a los proyectos de cobre las condiciones que pedían”, remarca.

–La minería argentina genera expectativas por el potencial que tiene, pero no termina de despegar. ¿Qué hace falta para que las grandes empresas que tienen proyectos en marcha se decidan a incrementar sus inversiones y ponerlos en producción?

–Cumplir con la estabilidad fiscal y ordenar la macroeconomía. Argentina podría haber captado más inversiones en muchos sectores si hubiera podido tener una macroeconomía más estable en los últimos diez o veinte años. La minería en particular es un sector que demanda mucho capital y requiere estabilidad macroeconómica en un período prolongado de tiempo. No hay que olvidar que un proyecto grande de cobre puede demandar varios miles de millones de dólares.

–¿El RIGI ayuda a revertir esta situación?

–El RIGI compromete estabilidad fiscal y cambiaria por 30 años. Es una herramienta positiva.

–Algún empresario podría decir que el RIGI ofrece beneficios que la ley de inversiones mineras ya ofrecía y que no se cumplieron.

–Sí, pero el RIGI tiene elementos que la ley de inversiones mineras no tiene. Por ejemplo, exige el pago de los derechos de exportación, crea un mecanismo para una devolución más rápida del IVA y también incluye estabilidad cambiaria.

–¿La minería es una política de Estado o existe el riesgo de que algunos de estos beneficios se reviertan si cambia el gobierno?

–El RIGI se sancionó por ley. Sería una muy mala señal que Argentina no respete una ley. No creo que esto suceda.

–Usted señaló que la minería requiere estabilidad macroeconómica en un período prolongado de tiempo, ¿cuánto tiempo debería transcurrir para que una empresa extranjera decida incrementar sus inversiones en el país de modo sustancial?

–Depende mucho del inversor. Hay inversores que están dispuestos a tomar más riesgos y consideran que hoy es el momento de entrar a la Argentina porque respaldan la política económica y observan que hay un alto nivel de apoyo a la gestión presidencial. Otros inversores, en cambio, que tienen más aversión al riesgo o no tienen tanto conocimiento sobre la Argentina, prefieren esperar.

–Si la estabilidad se consolida, a medida que pase el tiempo los activos argentinos van a subir de precio.

–No hay dudas de que el riesgo se refleja en el precio. Es una decisión que dependerá de cada inversor. 

–La decisión de Río Negro de volver a autorizar un proyecto minero luego de haber tenido una ley que lo prohibía, ¿puede ser la punta de lanza para que otras provincias que prohibieron la minería reviertan su decisión?

–El proceso de Río Negro es interesante. Soy una convencida de que la licencia social se trabaja desde abajo, con más comunicación y educación. En la actualidad, prácticamente todos los proyectos mineros en la Argentina necesitan de audiencias públicas para poder avanzar. Es un mecanismo que en el sector ya está asumido, pero antes de llegar a esa instancia necesitamos comunicar más y mejor sobre la minería. Hay un alto grado de desconocimiento del sector entre la gente común. 

–Mendoza también está tratando de volver a la minería, pero sin derogar la ley que prohíbe el uso de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio, ¿es viable esa alternativa?

–La prohibición de esas sustancias no tiene un fundamento técnico sólido y les quita competitividad a los proyectos, aunque hay proyectos que igual pueden ser viables sin el uso de esas sustancias.

–Hay sectores de la sociedad civil que ven a la minería como una actividad extractiva riesgosa para el medioambiente y que supone una gran ganancia para las empresas, pero que les deja poco a las provincias. ¿Qué responde frente a esos argumentos?

–Toda actividad humana tiene un impacto en el medioambiente, pero en el caso de la minería las técnicas modernas minimizan ese impacto. Hay que informar sobre cómo opera la minería y hay que derribar mitos. Por ejemplo, con respecto al uso del agua. La minería en países como Chile o provincias como San Juan utiliza menos del 2 por ciento del agua disponible y muchísimo menos que la actividad agrícola. Además, es una actividad que está siendo muy controlada por las autoridades de aplicación. Cada dos años deben volver a pedir aprobación de sus estudios de impacto ambiental y eso no lo hace ninguna otra actividad en nuestro país.

–¿Y qué les deja la actividad minera a las provincias?

–En ese caso también hay mucha desinformación. Es cierto que de lo que deja en impuestos más del 80% son impuestos nacionales. Esos impuestos deberían volver a las zonas donde se hace minería a través de la coparticipación o de otras maneras. Debería haber una discusión sobre cómo es la distribución de lo que tributan las mineras. Por otro lado, las mineras son muy conscientes en la actualidad de la importancia de contratación de proveedores locales. De la facturación de una minera, por lo menos la mitad va a parar a proveedores locales y otro porcentaje importante va a pagar sueldos de empleados argentinos. Lo más importante es que la actividad minera genera trabajo y desarrollo.

–¿En materia impositiva las provincias se quedan con las regalías y con qué más?

–Se quedan con las regalías, con tasas municipales y en algunas provincias hay fideicomisos que son aportes que hacen las mineras para obras de infraestructura, educación u otro tipo de actividades

–¿Cuál cree que puede ser la actividad minera de mayor crecimiento en los próximos años?

–Hoy la actividad más dinámica sigue siendo el litio y en lo personal tengo mucha expectativa de que se concrete un proyecto de explotación de cobre. Argentina necesita que sus recursos sean desarrollados. No podemos permitir que sigan sin explotarse los recursos mineros de calidad que tiene nuestro país. El RIGI les dio a los proyectos de cobre las condiciones que pedían.

–Dentro del listado de proyectos de producción de cobre, ¿cuál es el que se encuentra más avanzado?

–Me parece muy interesante el proyecto San Jorge en Mendoza porque es más chico que los otros y por lo tanto es más fácilmente realizable. Y entre los más grandes, Josemaría y Agua Rica.

–¿Qué pueden obtener los funcionarios nacionales y provinciales viniendo a participar de la PDAC?

–Lo que se viene a buscar a la PDAC es que Argentina esté en el mapa de las decisiones de inversión de las empresas que están en Canadá, que es donde se decide dónde se va a invertir, sobre todo en materia de exploración. Argentina tiene mucho para mostrar. El año pasado el RIGI era una promesa y ahora es una realidad. También hay para mostrar logros en materia macroeconómica y la consolidación del sector energético como generador de divisas es muy importante. Hay razones para que los inversores apuesten por la Argentina.

–¿Esta convención les sirve también a las empresas para venir a buscar socios que apuntalen sus proyectos?

–Sí, el sector privado necesita inversión en exploración y los proyectos avanzados necesitan socios para concretar su construcción. 

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

La minería argentina comenzó a captar más inversiones en los últimos meses y la mayoría de los empresarios, políticos y analistas reunidos en la convención de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) coincidieron en afirmar que, si el país consolida la estabilidad macroeconómica y profundiza las reformas promercado, con salida del cepo incluida, la actividad podría experimentar un boom en los próximos años. EconoJournal conversó en Toronto con Marian Milicic y Gustavo Mas, gerenta general y gerente comercial de la constructora Milicic, para ver cómo se preparan los proveedores del sector ante esta oportunidad creciente de negocios.

La firma Milicic incursionó por primera vez en la minería en 1995 cuando comenzó a trabajar en La Alumbrera. A partir de ese momento le han ido brindando servicios a casi todos los proyectos mineros de la Argentina, primero a los metalíferos y últimamente también a los proyectos de litio en Salta y Catamarca. De hecho, hoy la mitad de las ventas de la compañía se concentran en el segmento minero.

–¿Qué servicios les proveen a las empresas mineras?

Marian Milicic (M.M.): –Nosotros somos constructores. Las tareas de movimiento de suelo son nuestra actividad principal. Somos la empresa que mayor nivel de equipamiento tiene en la Argentina para poder ejecutar movimientos de suelo grandes. Es por ese servicio que entramos en el sector minero, pero también desarrollamos obras civiles, tendido de ductos y llevamos adelante carga y traslado de minerales.

–Varias empresas mineras están avanzando en el desarrollo de grandes proyectos de cobre, si solo uno de esos proyectos entra en producción, ¿los proveedores locales de insumos van a poder enfrentar el aumento de la demanda que eso va a implicar?

M.M.: –Nuestra experiencia indica que los grandes proyectos de cobre son muy demandantes y va a haber un déficit de oferta de parte de los proveedores locales. No obstante, si esos proyectos comienzan a concretarse va a haber una oportunidad para que empresas de afuera vengan a prestar servicios y para que las empresas argentinas puedan encontrar un espacio en el que poder crecer.

–¿Se pueden gestar alianzas entre los proveedores locales y los internacionales?

M.M.: –Sin duda, para las empresas argentinas se va a abrir la oportunidad de trabajar con proveedores internacionales más grandes y sumar capacidad. Cuando ese tipo de proyectos arrancan, no tienen la posibilidad de esperar a que los proveedores locales estemos en condiciones de acompañar. Van a arrancar y la inteligencia nuestra va a estar en poder asociarnos con otros proveedores más grandes cuando no podamos hacerlo solos. A medida que la minería comience a traccionar va a haber oportunidades para todo el universo de empresas proveedoras. Tenemos que estar dispuestos a aprovechar la oportunidad.

–¿Cuándo creen que podría entrar en construcción alguno de esos grandes proyectos de cobre?

M.M.: –Alguno de esos proyectos estén más maduros, pero no vemos que vayan a arrancar en 2025. En este tipo de proyectos por lo general no se trabaja en invierno. Por lo tanto, es difícil pensar que algo pueda empezar en marzo o abril. Siendo muy optimistas podríamos decir a fines de 2025, pero no lo estamos viendo todavía porque si fuera así ya debieran estar en marcha ciertas contrataciones.

–¿Lo más probable entonces es que sea en 2026?

M.M: –Sí, ojalá que en 2026 pueda empezar alguna construcción.

Gustavo Mas (G.M.): –Las inversiones anunciadas por Río Tinto en litio y BHP en cobre fueron muy significativos y eso muestra que Argentina está siendo una plaza atractiva para las inversiones. Son movimientos que hay que destacar.

–Ustedes también fueron ampliándose a otros mercados de América Latina.

M.M.: –Sí, estamos trabajando en Perú, Paraguay y Uruguay.  

–¿En esos países también en la actividad minera?

M.M.: –Tanto en Uruguay como en Paraguay hemos trabajado en la construcción de las platas de pasta celulosa. En Perú estamos ejecutando un contrato para obras de infraestructura pública y también apuntando a poder lograr este año algún contrato en minería.

–¿Para qué vinieron a la PDAC?

M.M.: –Estamos acompañando la agenda de Argentina y Perú. En este lugar uno tiene la posibilidad de conversar con funcionarios de distintos gobiernos, empresarios mineros y otros proveedores. A partir de esas charlas nos vamos haciendo una idea de cómo está el ambiente de negocios y también nos permite desarrollar nuestra gestión comercial y acercarles a nuestros potenciales clientes un detalle mayor de lo que podemos ofrecer.

–¿Es la primera vez que vienen?

M.M.: –No, es mi segunda PDAC y la tercera de Gustavo.

G.M.: -Argentina fue ganando más espacio y a nosotros también se nos fue incrementando la agenda de actividades por Perú. Por ese motivo hemos estado viniendo durante los últimos años.

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

San Juan es una de las jurisdicciones mineras más fuertes del país, tanto por la realidad productiva que atraviesa la actividad como por los proyectos de inversión en marcha. En diálogo con EconoJournal, el gobernador de la provincia, Marcelo Orrego, aseguró en Toronto al participar de la convención PDAC que “el año pasado se han realizado 225 proyectos de exploración y prospección minera en San Juan”. “En los últimos años el 54% de todas las exploraciones mineras del país se han hecho en nuestra provincia y ese porcentaje trepa al 70% en el caso del cobre. Tenemos enormes oportunidades como consecuencia del proceso de aceleración que ha tenido la electromovilidad en la transición energética”, agregó el mandatario.

La provincia cuyana es la segunda productora de oro del país, detrás de Santa Cruz, gracias al aporte de la mina Veladero, controlada por Barrick Gold, que el año pasado produjo 504.000 onzas, siendo la más grande del país de las actualmente en operación. Las exportaciones del sector minero representan más del 80% del total provincial. Además, está en carrera para sumarse a la producción de cobre. De hecho, los proyectos Josemaría, de BHP y Lundin, y Los Azules, de McEwen Copper, ya tienen Declaración de Impacto Ambiental aprobada para poder avanzar con la construcción de sus plantas. La australiana BHP es uno de las mayores productoras de cobre del mundo y tiene los recursos financieros para comenzar con la obra cuando lo decida, mientras que McEwen necesita un socio para dar ese salto.

La provincia también tiene en su lista a Filo del Sol (BHP-Lundin), Pachón (la suiza Glencore), Altar (la canadiense Aldebaran) y Chita (la australiana South32 a través de Minera Sud Argentina). De este modo, concentra 6 de los 10 principales proyectos de cobre del país.

–Josemaría dice que el proyecto está en etapa de “preconstrucción”, ¿cuándo va a empezar a construirse? –le preguntó EconoJournal a Orrego.

–Josemaría va a comenzar en pocos meses. Ya están las licitaciones para la construcción del camino. Es probable que en el primer trimestre ya haya novedades respecto a las empresas proveedoras de servicio que van a trabajar en el proyecto de Vicuña Corp.

–Más allá de los mayores o menores esfuerzos que pueda hacer la provincia para acelerar los proyectos, también hay una cuestión macroeconómica que lleva a estas empresas a mirar con cautela al momento de invertir. ¿Cómo evalúa usted la macroeconomía? ¿Le da garantías al inversor?

–Sí, por supuesto. Argentina ha dado vuelta la página. Tiene superávit fiscal y un régimen de incentivo como el RIGI que viene a mejorar lo que fue la ley de inversiones mineras. A los que quieren invertir se les otorgan enormes beneficios. El RIGI está aprobado por la nación, por la provincia y por todas aquellas jurisdicciones donde se hace minería. Por lo tanto, tiene todos los ingredientes para que despegue.

–¿La continuidad del cepo no puede afectar esos desembolsos?

–La macroeconomía está ordenada y el propio presidente Milei ha dicho hace pocos días que la eliminación del cepo, que es un escollo importante, va a ser durante el año.

, Fernando Krakowiak

EconoJournal desde Toronto

El secretario de Finanzas, Pablo Quirno, expuso este martes en un evento sobre minerales críticos en Argentina organizado por Canadian Council for the Americas y la consultora de riesgo político Horizon Engage en el estudio de abogados Gowling en Toronto. EconoJournal conversó en la previa con el funcionario quien se mostró conforme con el resultado de las reuniones que tuvieron durante la PDAC. “Vemos un interés muy importante de las empresas mineras globales por Argentina. Se están dando cuenta de que las condiciones para invertir están dadas”, aseguró.

Luego sostuvo que el principal pedido que recibió fue para que sigan por el mismo camino: “Para ellos es muy importante tener la previsibilidad que da un orden macroeconómico estable”. Remarcó que no tuvo reclamos por el cepo porque “a esta altura todo el mundo sabe que lo vamos a levantar”. “Estamos haciendo los deberes de manera cuidadosa para que cuando llegue ese momento no se produzca un evento disruptivo”, agregó. Por último, evitó dar fechas sobre el acuerdo con el FMI, pero se mostró confiado porque “ahora tenemos un programa que excede los propios objetivos del Fondo”.

–¿Qué balance hace de las reuniones que mantuvo con distintas empresas durante la PDAC?

–Vemos un interés muy importante de las empresas mineras globales por Argentina. Se están dando cuenta de que las condiciones para invertir están dadas. Argentina tiene recursos naturales cuantiosos que no han sido desarrollados por décadas. Si comparamos lo que exporta Chile de minerales y lo que exporta la Argentina, vemos que hay una diferencia de 10 a 1 y es la misma Cordillera de los Andes. El recurso está y Argentina tiene que generar las condiciones para que esas inversiones sucedan. Lo que estamos viendo con mucho entusiasmo es que ven una nueva Argentina y ven la posibilidad de finalmente explotar esos recursos, trabajando junto con las provincias y también con el incentivo que da el RIGI.

–El domingo por la mañana fue muy elogioso con Argentina el CEO de BHP, Mike Henry, y este lunes ocurrió lo mismo con el CEO de Barrick Gold, Mark. Más allá de esos elogios públicos, ¿qué les piden las empresas en privado?

–Piden que sigamos por este camino porque para ellos es muy importante tener la previsibilidad que da un orden macroeconómico estable. Por eso mismo están apostando a esta Argentina. Es muy importante destacar, más allá de los elogios que pudo haber hecho el CEO de Barrick o el de BHP, es el tema de la presentación de Eduardo Elzstain, que es un inversor argentino que las ha visto todas y también se ha mostrado muy optimista sobre el futuro de Argentina.

–¿Ve un proyecto grande de producción de cobre empezando su construcción durante este año?

–Ahí ya peco de ignorancia porque eso también depende del wrap up de los proyectos de ellos. Evidentemente ellos están viendo una posibilidad muy importante en estos yacimientos de cobre. Dependerá de que terminen de ordenarse internamente. Son proyectos de muy largo plazo y de una inversión muy grande. Estamos muy confiados de que van a suceder lo antes posible.

–No solo se reunieron con representantes de empresas mineras sino también con firmas del sector financiero. ¿Volvieron a pedirles la eliminación del cepo?

–Se habló de un montón de temas, el cepo es uno de ellos, pero no es un tema relevante porque a esta altura todo el mundo sabe que lo vamos a levantar. Es una cuestión de tiempo. Estamos haciendo los deberes de manera cuidadosa para que cuando llegue ese momento no se produzca un evento disruptivo. Para ellos esa no es una preocupación de largo plazo porque saben que es una cuestión circunstancial. No es que nosotros estemos enamorados del cepo, sino que trabajamos todos los días para poder levantarlo.

–¿Los representantes del sector financiero los consultaron sobre cómo viene la negociación con el FMI?

–No, no surgió durante la conversación. Los inversores estratégicos están viendo bastante más allá. Es uno de los temas pendientes que tenemos en Argentina y lo ven en esa perspectiva.

–¿El acuerdo con el FMI puede llegar antes de las elecciones?

–El acuerdo llegará cuando llegará. Son negociaciones en las que estamos trabajando muy constructivamente y positivamente con el Fondo. Hemos hecho avances y los avances continúan. Lo que es diferente esta vez en la relación entre el Fondo y la Argentina es que es una relación absolutamente constructiva. Argentina ha tenido históricamente una relación conflictiva con el Fondo por culpa de Argentina porque nunca cumplió con los objetivos que se fijaron. Ahora tenemos un programa que excede los propios objetivos del Fondo. Entonces, a partir de ahí lo que se genera es una relación de apoyo, soporte y acelerador de lo que estamos haciendo más que ir al Fondo con una necesidad. En ese sentido estamos muy tranquilos.

, Fernando Krakowiak

Joe Goldberg es CEO y Fundador de Horizon Engage, una consultora de riesgo político con sede en Nueva York, que se especializa en energía y minería desde hace más de 20 años. Su trabajo cubre más de 60 países y su cartera de clientes incluye a las principales empresas mundiales que explotan recursos naturales. EconoJournal entrevistó a Goldberg en Toronto porque su testimonio es un buen termómetro de cómo ven esas empresas la situación argentina, más allá de los elogios que puedan hacer públicamente.

Durante los últimos días, Goldberg siguió con atención los discursos de los funcionarios de la delegación argentina en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). Su tarea consiste en tratar de precisar hasta qué punto es cierto que esta vez el país va por el camino que reclaman los inversores internacionales. EconoJournal le preguntó si las reformas que hasta ahora impulsó el gobierno de Javier Milei han sido suficientes para que los grandes jugadores apuesten por la Argentina. “Hay voluntad de invertir en Argentina, pero las empresas están esperando. La experiencia de muchas de esas empresas, que perdieron mucho dinero en el pasado, las lleva a insistir con que necesitan ver los cambios, los cuales tienen que ser concretos. Por eso no se han visto grandes inversiones nuevas, sobre todo en oil & gas”, respondió. Luego aseguró que la eliminación de las restricciones cambiarias debe ser una prioridad: «La primera pregunta que nos hacen nuestros clientes es si van a poder sacar la plata de Argentina».

–Cuándo una compañía energética quiere invertir en Argentina y recurre a ustedes para evaluar los riesgos, ¿qué le responden?

–Lo que te diría es que los clientes con los que trabajamos nosotros durante los últimos 25 años están teniendo por primera vez una visión diferente sobre Argentina. Escuchan mensajes del gobierno, de funcionarios como (Pablo) Quirno y (Luis) Lucero, quienes expusieron hoy (martes), y ven que ellos están muy compenetrados en cambiar el sistema. Quieren que el sector privado invierta, creen en las capacidades y eficiencia del sector privado, de una manera en la que el gobierno anterior no podía hacerlo.

–Si se toma en cuenta las dificultades que enfrentó Argentina en las décadas anteriores, ¿qué tiene que pasar para qué los empresarios den ese salto?, ¿alcanza con las reformas que está llevando adelante el gobierno o también hace falta tiempo para que vean cómo evolucionan los cambios?

–Creo que es una cuestión de tiempo. Hay voluntad de invertir en Argentina, pero las empresas están esperando. La experiencia de muchas de esas empresas, que perdieron mucho dinero en el pasado, las lleva a insistir con que necesitan ver los cambios, los cuales tienen que ser concretos. Por eso no se han visto grandes inversiones nuevas, sobre todo en oil & gas. Los funcionarios expusieron aquí en Toronto sobre los cambios que están implementando, pero admitieron que lleva tiempo. Lo que nosotros vamos a mirar son las elecciones de medio término para ver si el gobierno logra más apoyo ya que eso le va a permitir implementar los cambios más rápido y de una manera que va a ayudar mucho a los inversores. Si nuestros clientes ven ese tipo de señales van a empezar a acercarse de un modo mucho más serio hacia una inversión significativa en el país.

–La eliminación de las restricciones cambiarias es una de las asignaturas pendientes que identifican los inversores.

–Por supuesto, es la principal. La primera pregunta que nos hacen nuestros clientes de Estados Unidos, Europa, Asia y Medio Oriente no es si hay hidrocarburos o depósitos de minerales en el suelo de Argentina. Todo el mundo sabe que Argentina está bendecida por esos recursos. La primera pregunta que nos hacen es si van a poder sacar la plata de Argentina. El proyecto se puede ver bien en los papeles, puede ser muy rentable, pero si la compañía no puede sacar el dinero, entonces sus inversiones van a estar frenadas.

–A partir de sus palabras interpreto que Argentina no va a recibir grandes inversiones hasta que no se levanten las restricciones cambiarias.

–Estoy de acuerdo con eso, absolutamente.

–Si el gobierno levanta las restricciones cambiarias y gana las elecciones este año, ¿entonces sí podría verse un cambio significativo en la actitud de los inversores.

–Le diría que sí, sería un punto de inflexión, pero es importante que tengan claro que las compañías que invierten necesitan muchos reaseguros. Necesitan saber que los cambios que se están implementando van a ser duraderos en el tiempo. No un año, tres o cinco años sino 10, 20, 30 o, en el sector minero, 100 años.

–En la actualidad nadie puede asegurarle al inversor que es lo que va a pasar en 3 o 5 años, pero lo que se le puede decir es que si invierte ahora el precio de los activos va a ser mucho más barato con respecto a lo que tendrían que pagar si el gobierno logra consolidar el cambio y ofrecer los reaseguros que le piden.

–No escucho a mucha gente diciendo que haya que ir ahora. Lo que dicen es que hay que mirar con detalle, con más atención que en el pasado. Necesitan ver esos reaseguros y los cambios que ya venimos discutiendo. Igual está claro que siempre hay un equilibrio entre riesgo y ganancia. No hace falta que lo diga en este ambiente. Hay riesgos en todos lados. Hay riesgo acá en Canadá, Estados Unidos, Gran Bretaña, en todos lados. El punto es que tipo de color le querés dar a tu riesgo, hasta donde estás dispuesto a arriesgar.  

–Usted mencionó la necesidad de ofrecer reaseguros. Argentina ofrece la Ley de Bases, que podría ser considerada un reaseguro, pero a lo largo de las últimas décadas del país ha habido otras leyes que también fueron consideradas como un reaseguro y sin embargo no se cumplieron. ¿Cuál es para usted ese reaseguro que hace falta?

–Karina Milei dijo ayer (lunes) que la Ley de Bases es importante, pero que lo más importante es que hay un cambio en el sentimiento de la gente, no solamente en el gobierno. Es decir, que hay un deseo genuino de cambiar el sistema para siempre. Si los inversores ven que la gente de Argentina quiere seguir el camino que el gobierno de Milei está proponiendo, ese sin duda sería un reaseguro.

–Si Argentina consolida las reformas que los inversores esperan, ¿podría ser una plaza significativa en el mapa global de inversiones o los argentinos creemos que puede ser una plaza importante solo porque vivimos ahí?

–Esa centralidad es clara en el sector minero. Es uno de los destinos más importantes para la inversión extranjera. También en el sector hidrocarburífero tiene una de las reservas más robustas a nivel global. Y muchos inversores además están interesados en la explotación offshore de petróleo y gas. Si hubiese incentivos del gobierno, el país podría atraer mucha nueva inversión, pero si las transformacionesde las que venimos hablando se concretan.

–¿Esos inversores son estadounidenses y europeos o también hay de otros lugares?

–Son estadounidenses, europeos, de Medio Oriente y de Asia. La lista incluye empresas nacionales de petróleo de Malasia, Abu Dhabi y Qatar. También hay compañías de la India que podrían estar interesadas en invertir. Creo que es algo global.

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

Central Puerto desembarcó en abril del año pasado en la industria minera con la compra del 4% de las acciones de la canadiense AbraSilver. En diciembre sumó el control del proyecto de litio Tres Cruces y en febrero de este año se convirtió en el mayor accionista de AbraSilver con el 9,9%. “Seguimos buscando proyectos. Nuestro objetivo es convertirnos en la mayor empresa minera argentina”, aseguró a EconoJournal Adrián Salvatore, director de Asuntos Corporativos de la empresa, quien se encuentra en Toronto participando de la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC).

“Es la cuarta PDAC a la que venimos. Aquí está reunido todo el mundo minero y aprovechamos para hacer networking. Conversamos con funcionarios de las provincias y con representantes de otras empresas y a partir de esas charlas van surgiendo oportunidades”, revela el ejecutivo.

Central Puerto cuenta con 14 plantas de generación de energía de diversas tecnologías en el país y con una capacidad instalada de 6.703 MW que cubre el 20% del mercado. Sus principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany.

–¿Por qué decidieron invertir en minería? –le preguntó EconoJournal.

–Nuestro core business sigue siendo el tema de la generación de energía eléctrica, pero hace unos dos años en el board de la compañía se analizó la posibilidad de diversificarnos invirtiendo en nuevos negocios donde Argentina tuviera ventajas comparativas y que pudieran aportar ingresos en moneda dura. A partir de ese momento identificamos dos áreas de interés: la industria forestal y la minería. En el sector forestal por la alta tasa de crecimiento que tiene la forestación y en minería porque hay muchísimos recursos no explotados.  En la industria forestal compramos Masisa y Forestal Argentina. De ese modo, nos convertimos en la mayor empresa forestal argentina. La industria minera requiere un análisis mucho más profundo, pero el año pasado ya hicimos dos inversiones.

–¿Tienen en carpeta otros proyectos?

–Sí, algunos los estamos mirando desde hace tiempo. Seguimos buscando proyectos. Nuestro objetivo es convertirnos en la mayor empresa minera argentina.

–¿Están explorando posibles alianzas?

–En minería no vemos mal hacer joint-ventures o acuerdos de colaboración con alguna otra empresa. En el caso de AbraSilver participamos de modo conjunto con Kinross Gold, una minera canadiense grande.

Los activos mineros

A través de AbraSilver, Central Puerto posee los proyectos Diablillos y La Coipita. Diablillos es un yacimiento de oro y plata ubicado en la región de la Puna salteña, unos 150 km al suroeste de la capital provincial y cerca del límite con Catamarca. Los recursos estimados suman 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro. El proyecto se encuentra en etapa de exploración avanzada, con estudios de prefactibilidad en marcha. Por su parte, La Coipita es un yacimiento de cobre, oro y molibdeno ubicado en el departamento de Calingasta, en el suroeste de la provincia de San Juan, cerca del límite con Chile. Actualmente, se encuentra en fase de exploración.

El otro proyecto donde invirtió la empresa, a través de 3C Lithium, es Tres Cruces, un emprendimiento de litio ubicado en Catamarca, a 30 kilómetros de la frontera chilena y 154km de Fiambala. 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 concentraciones de minerales.

Línea de alta tensión

Central Puerto también tiene un proyecto con YPF Luz para abastecer de electricidad a la producción de litio en el Noroeste Argentino. La iniciativa contempla la construcción de una línea de alta tensión (LAT) de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. El proyecto 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.

, Fernando Krakowiak

El CEO de la minera canadiense Barrick Gold, Mark Bristow, expuso este lunes en el Argentina Day que se organizó en la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). El motivo fueron los 20 años que se cumplen desde que la mina Veladero entró en operaciones en San Juan, pero el ejecutivo fue más allá y aprovechó la ocasión para expresar su confianza en el país. “Barrick está dispuesta y preparada para seguir invirtiendo en la economía argentina”, aseguró.

“Nos comprometemos con nuestros socios y con el gobernador de San Juan. En Barrick creemos en el potencial de la Argentina y estamos listos para seguir invirtiendo”, insistió. Además, celebró la inversión reciente de la firma australiana BHP en el país: “Nos alegra mucho ver a BHP en el país. Únanse a nosotros en la Argentina”.

“Veladero lleva 20 años y aún nos quedan otros 10 años por delante. Esto refuerza nuestra posición”, agregó. El ejecutivo sostuvo que la empresa es una de los mayores contribuyentes fiscales y la mayor exportadora minera del país. Recordó que el año pasado exportaron oro por US$1300 millones y desde que Veladero entró en operaciones esa cifra llega a US$ 16.000 millones. También aprovechó para destacar que les dan empleo a 3200 personas y que el 90% viven en San Juan.

Las palabras de Bristow fueron música para los oídos del secretario de Finanzas, Pablo Quirno, y el secretario de Minería, Luis Lucero, que siguieron su exposición desde la primera fila. También estaban los gobernadores Marcelo Orrego (San Juan), Alfredo Cornejo (Mendoza), Carlos Sadir (Jujuy) y Ricardo Quintela (La Rioja).

Desde arriba del escenario lo escucharon Eduardo Elzstain, chairman de Austral Gold; Paula Uribe, directora de Asuntos Externos para América Latina de Rio Tinto; y Dave Dicaire, gerente general de Vicuña Corporation. Estos tres empresarios compartieron un panel una vez que Bristow concluyó su exposición y también elogiaron al país. “Nos enamoramos de Argentina. Estamos muy felices. La provincia de Salta ha sido un socio fantástico”, sostuvo Uribe. La firma anglo-australiana anunció en diciembre que invertirá US$ 2700 millones para construir una nueva planta en el Salar del Rincón, en la puna de Salta, con capacidad para producir 53.000 toneledas de carbonato de litio grado batería con tecnología de extracción directa (DLE). De hecho, la semana pasada formalizó su pedido de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.

Dave Dicaire, ejecutivo de Lundin que ahora asumió como gerente general de Vicuña, laempresa formada con BHP para desarrollar los proyectos mineros Filo del Sol y Josemaría, también mostró su compromiso con la Argentina. “La demanda mundial de cobre aumenta cada día y el momento es ahora. Ahora es cuando tenemos que juntarnos para realizar el desarrollo”, aseguró. El domingo había sido el CEO de BHP, Mike Henry, quien respaldó abiertamente las reformas económicas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei: “En Argentina se están tomando en serio la competencia a nivel global. Saben que necesitan atraer capital para hacerlo posible y están enfocados en desbloquear la oportunidad para la nación y para el pueblo argentino”.

Eduardo Elzstain, chairman de Austral Gold, no desentonó y destacó la coordinación entre el gobierno nacional y las provincias para incentivar las inversiones en el sector minero.

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

“En la Argentina hay una nueva época, hay un antes y un después, con una economía acomodada, estable y creciendo”, aseguró este lunes la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, en el panel principal del Argentina Day que se desarrolló en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). Lo suyo fueron solo unas breves palabras que sirvieron de introducción para las presentaciones del secretario de Finanzas, Pablo Quirno, y del secretario de Minería, Luis Lucero. Sin embargo, la presencia en el evento de la persona de mayor confianza que tiene el presidente Javier Milei sirvió para dejar en claro la relevancia que el gobierno la asigna a la búsqueda de inversiones.  

En una intervención de apenas dos minutos, Karina Milei se refirió también al Régimen de Incentivo de las Grandes Inversiones. “La ley RIGI, que es lo que nos trae hoy acá, permite darles seguridad jurídica y reglas claras a los inversores, algo que hace muchos años no ocurría en el país”, concluyó ante las 500 personas que llenaron la sala 206 en el Metro Toronto Convention Centre.

Luego fue el turno de Pablo Quirno, quien comenzó detallando la crisis que tuvieron que enfrentar cuando se hicieron cargo del gobierno en diciembre de 2023. «Teníamos una población desahuciada que había perdido las esperanzas», sostuvo. Al momento de identificar los problemas, remarcó que «durante muchos años el país estuvo enfrentando las consecuencias del déficit y el único recurso era imprimir dinero». El funcionario detalló luego los principales cambios que han ido impulsando, poniendo el foco en el ajuste fiscal que permitió estabilizar la economía. «Se ha hecho una transformación significativa en este primer año. Cuando arrancamos teníamos una inflación del 25% mensual y ahora estamos en el 2% mensual», subrayó.

“El Presidente Milei dijo exactamente lo que íbamos a hacer desde el primer día y eso fue lo que sucedió. Esa es una manera de ganar credibilidad para el futuro. Es muy importante para nosotros estar aquí en el PDAC también este año porque hay muchas expectativas sobre la posibilidad de que finalmente podamos materializar los enormes recursos naturales que tenemos. Para ese propósito, la ley RIGI es muy importante en diferentes niveles. Obviamente, es un esquema de incentivos a la inversión, pero para nosotros también es un norte porque las condiciones que podemos proporcionar en el RIGI, que hoy son para ciertos sectores y cierto nivel de inversiones, son las condiciones que queremos darle a toda la economía en el futuro”, remarcó Quirno.

Cómo forma de destacar el éxito del RIGI sostuvo que hay varias actividades que no fueron contempladas dentro del régimen de incentivos y ahora piden que se las incorpore. «Es gracioso porque ahora muchos nos piden el RIGI, pero nosotros tenemos que sostener la estabilidad y no afectar el equilibrio fiscal», declaró. A continuación, buscó dejar en claro que hay un plan más allá del ajuste fiscal. «No solo buscamos recortar gastos a diestra y siniestra sino recortar gastos para garantizar el crecimiento», agregó. 

Igual dejó en claro que la intención es seguir bajando impuestos de modo gradual. «Fue muy importante reducir los impuestos luego de aprobar la Ley Bases. En septiembre bajamos el Impuesto PAÍS que habíamos tenido que subir y pudimos tener superávit en septiembre. Luego pudimos directamente eliminar el impuesto», dijo.

También se mostró confiando en la recuperación de la economía: «Debido al ajuste en las finanzas públicas pudimos superar una gran recesión. La economía subió 5,5% interanual en diciembre. Decían que íbamos a caer 4% el año pasado y eso no fue así (la economía retrocedió 1,8%). La economía va a crecer 5% en 2025«.

Luego de caracterizar los principales lineamientos macroeconómicos, Quirno puso el foco en la minería: «Vamos a ser un actor importante en minería porque tenemos muchos recursos sin explotar».

Para llevarle tranquilidad a los principales inversores aseguró que la actividad es una política de Estado. «La administración federal no tiene gobernadores del mismo signo político, pero podemos trabajar en conjunto en beneficio del país. Estamos dispuestos a colaborar con el Congreso y el éxito del programa nos va a permitir tener más apoyo del Congreso», precisó.

Por último, insistió en el superávit fiscal como el pilar central del nuevo modelo económico. «La disciplina fiscal va a seguir. Necesitamos que se sientan confiados de invertir en Argentina. Vamos a preparar la cancha, pero los jugadores son ustedes«, concluyó.

Por último, expuso el secretario de Minería, Luis Lucero, quien aseguró que “estamos recuperando la confianza de las empresas del sector”. En línea con Quirno, también destacó las ventajas del RIGI, la coordinación con las provincias y las reformas económicas macro como tres pilares que buscan generar confianza entre los inversores. “Esperemos que las inversiones se traduzcan en trabajo para las personas y buenas ganancias para ustedes”, remarcó.

, Fernando Krakowiak

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, llegó a Toronto en un viaje relámpago de dos días para participar de la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). Su objetivo es respaldar el discurso oficial para que los inversores extranjeros finalmente se decidan a apostar fuerte por el país. Durante su gestión, la provincia volvió a desarrollar la minería, aún con los límites que le impone la ley local al uso del cianuro. Sin embargo, la mayor expectativa está en tratar de consolidar la estabilidad macroeconómica, para lo cual las inversiones serán un factor clave. “No dependemos de un commodity, pero si dependemos de la estabilidad macro. Si la Argentina se estabiliza, Mendoza va a crecer por encima del promedio”, aseguró en diálogo con EconoJournal. Por el lado político, se muestra confiado en que las elecciones no significarán riesgo para las reformas que se han venido impulsando. “El gobierno de Milei va a ganar las elecciones de medio término y las va a ganar con un margen mayor al que en su momento obtuvo Macri”, subrayó.

–¿Mendoza va a terminar siendo la provincia que ponga en producción el primer proyecto de cobre del país?

–Puede ser si pasa las aprobaciones de impacto ambiental. Dentro de los diez principales proyectos de todo el país, es uno de los más chicos, pero es el que está más cerca de extraer el cobre porque tiene baja altura e infraestructura y energía cerca. Mendoza está incrementando su capacidad energética. No solo es autosustentable por lo que produce en hidráulica, en solar y en petróleo, teniendo la segunda destilería del país, sino además porque se están invirtiendo 850 millones de dólares en parques solares. Tres de ellos ya los hemos inaugurado y hay otros tres en construcción.

–Además del proyecto de cobre, montaron el distrito minero en Malargue donde tienen 34 proyectos de exploración ya autorizados.

–Tenemos 34 con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura, más otros 4 que tenían declaraciones de impacto ambiental previas. Y hay otros 27 proyectos que ingresamos a la Legislatura provincial en abril.

–Todos esos proyectos deben cumplir con la ley provincial que prohíbe la utilización de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio en la actividad. ¿Qué complejidad le suma a la actividad ese factor?

–Hoy el 80% de la extracción de cobre en el mundo se realiza con método que no utiliza el cianuro con lo cual no debería ser un inconveniente. El proyecto San Jorge fue reformulado para adecuarse a esa norma y poder avanzar con la explotación de cobre.

–Ese método es viable para el proyecto San Jorge, ¿pero puede ser extrapolado a otras iniciativas? Se lo consulto porque supone un costo mayor.

–En una primera etapa probablemente genere un costo mayor, pero el cobre en el mundo está virando a un tipo de explotación con estos nuevos métodos.

–Más allá de los incentivos que pueda ofrecer cada provincia, los inversores están a la expectativa sobre cómo puede llegar a evolucionar la situación macroeconómica.

–Es lógico que tengan esas dudas. Por eso estamos haciendo múltiples visitas junto al gobierno nacional a distintos lugares. Fuimos a Bruselas por minerales críticos, a Londres por financiamiento para minería, a PDAC el año pasado y en esta oportunidad nuevamente a pesar que estamos en medio de la fiesta de la Vendimia. Estamos acompañando porque creemos que el testimonio de quienes estamos en la oposición puede dar mayores garantías de que vamos en serio con el cambio macroeconómico. Por eso me tomé el esfuerzo de explicarle a los potenciales inversores que, pese al ajuste económico, la opinión pública ha venido apoyando porque muchos creen que hay que dar vuelta la página con respecto a la orientación económica anterior. Uno de los principales beneficios hasta ahora ha sido la baja de la inflación. En el mediano plazo la orientación está garantizada porque el gobierno no va a aflojar en materia de déficit fiscal. Lo que no está garantizado es que las reformas de fondo logren aprobación. Sin embargo, creo que el gobierno con buenos acuerdos con opositores colaborativos puede ganar las elecciones y tener una mayoría parlamentaria más robusta. Yo aventuro, y todas las encuestas así lo marcan, que el gobierno de Milei va a ganar las elecciones de medio término y las va a ganar con un margen mayor al que en su momento obtuvo Macri. El gobierno puede ganar en más provincias argentinas que las catorce en las que en su momento ganó Macri. Otra diferencia con Macri es que en ese momento la sociedad demandaba más Estado y menos ajuste y hoy la sociedad está demandando que arreglen la economía aún a riesgo del ajuste y que el Estado no desaparezca, pero dejé de ser un actor que obstruya para convertirse en uno que facilite.

–¿Cómo ve la negociación con el Fondo Monetario Internacional?

–No tengo información de primera mano sobre la negociación, pero advierto que hay un fuerte apoyo político de los Estados Unidos, que no es un tema menor. Además, el Fondo ve que técnicamente el gobierno está cumpliendo con lo más grueso que se le exigía al gobierno anterior. La posibilidad de un acuerdo es concreta, aunque no sé si va a ser con fondos frescos y tipo de cambio libre.

–En lo que no se ponen de acuerdo es en el valor que tiene que tener el dólar.

–Exactamente. No es un tema menor. Es la discusión que tienen buena parte de los analistas y de los exportadores. No me atrevo a dar una opinión definitiva, pero sí sé que hay necesidad de tener estabilidad macro. Mendoza debe ser una de las provincias que tiene mayor diversidad productiva. No dependemos de un commodity, pero si dependemos de la estabilidad macro. Si la Argentina se estabiliza, Mendoza va a crecer por encima del promedio.   

, Fernando Krakowiak

El gobernador Rolando Figueroa confirmó que Nación realizará el traspaso de la Ruta Nacional N°22, una arteria vial para apuntalar el desarrollo hidrocarburífero de Vaca Muerta. Si bien en un principio la gestión de Javier Milei había negado la solicitud, finalmente accedió luego de que Neuquén se despegara de Río Negro en el pedido.

Se trata de un tramo de 33 kilómetros que van desde el Tercer Puente, que une la capital neuquina con Cipolletti, hasta la localidad de Senillosa, y que pasará de manos de Vialidad Nacional a la Dirección Provincial de Vialidad.

En una rueda de prensa de la que participó EconoJournal, Figueroa confirmó que Nación accedió a ceder esta parte, luego de que se separara en el reclamo de la provincia vecina: “Estábamos trabajando en conjunto con Río Negro, pero en el andar nos dimos cuenta que las realidades son muy diferentes con respecto a la Ruta 22 y el problema que tiene cada una. Entonces, hilándolo con la problemática que tenemos que solucionar, analizamos qué es importante”, expresó el mandatario neuquino.

El acuerdo se dio luego de una reunión que el mandatario tuvo el 28 de enero pasado con con el Jefe de Gabinete, Guillermo Francos, donde se confirmó la transferencia de la operación de la Ruta 22.

El gobernador aseguró que esto le permitirá a la provincia mejorar el acceso a Neuquén capital que hoy presenta un notable deterioro por la falta de mantenimiento y de iluminación e incluso obras inconclusas en la conexión con la Ruta 7. En este sentido, Figueroa explicó que existen varios inconvenientes generados por el continuo flujo de vehículos pesados y el parate en la obra pública. A su vez, Neuquén no podía intervenir porque no poseía la titularidad de esa vía.

Revirtieron un acuerdo

Según detalló, el gobierno nacional accedió a revertir el primer traspaso que se había hecho en 2021 durante la gestión del ex gobernador Omar Gutiérrez. En ese momento, la provincia había cedido a Nación la Autovía Norte a cambio de provincializar la Ruta 22 (ahora Avenida Mosconi) que atravesaba toda la ciudad de Neuquén. En contraprestación, la Circunvalación que recorre Neuquén de este a o oeste pasaría a manos de Nación.

El gobernador indicó que ahora lograron dar marcha atrás con esa decisión, pero manteniendo el control provincial de la avenida Mosconi: “Tenemos que mejorar el acceso a la capital neuquina. Hasta ahora no podíamos intervenir porque es ruta nacional. Cuando nos pusimos a ver todos lo que tendríamos que modificar para lograr ese objetivo, lo mejor era revertir ese traspaso que se había hecho en 2021 para que la Circunvalación Norte desde Senillosa pase a ser nuevamente provincial”, sostuvo.

Aún así, el mandatario comentó que quedaba un tramo pendiente al cual el gobierno de Milei accedió a traspasarlo a la administración provincial. Se trata de la traza que iba desde la calle Casimiro Gómez hasta el Tercer Puente: “Nos van a autorizar a ejecutar obras y nos van a permitir en la Multitrocha tener un plan de manejo que vamos a continuar con la Municipalidad de Neuquén. De esa forma, vamos a ejecutar otra vía de acceso la capital en nuestra ruta y a los vehículos que no sean neuquinos, podremos cobrarles peaje”, dijo.

Sin Río Negro

A principios de enero, EconoJournal reveló que Nación rechazaría el pedido de las provincias patagónicas para provincial las rutas 22 y 151. En cambio, elaborarían un esquema que permitiera la inversión privada para avanzar en su mantenimiento y en las obras que restan culminar. “Vialidad Nacional está elaborando un esquema distinto para incentivar la inversión en esas rutas”, había dicho una fuente de La Libertad Avanza.

El reclamo en conjunto se basaba en el intenso flujo de camiones que registran esas rutas, que conectan ambas provincias, debido a su conexión con Vaca Muerta, en especial por el paso de vehículos pesados que transportan arena para hidrofractura. Según datos del gobierno rionegrino, por allí circulan 1.400 camiones de arena por día.

Tras las versiones que indicaban que Nación no cedería al reclamo, el 28 de enero el gobernador Figueroa logró un acuerdo con Francos para que modificara la decisión.

, Laura Hevia

Santa Cruz es la provincia que más minerales exporta. De cada diez dólares que aporta el sector, cuatro provienen de esta jurisdicción patagónica. Sin embargo, en los últimos años ha ido perdiendo peso en el mapa de las inversiones. “Tenemos un retroceso en exploración importante y esto hace que la vida útil de nuestros yacimientos sea muy corta”, reconoció este domingo la secretaria de Minería provincial Nadia Ricci en el encuentro Argentina Mining que tuvo lugar en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC).

La funcionaria expuso las ventajas que ofrece la provincia para tratar de seducir a los empresarios que se acercaron al evento. “Uno de los principales objetivos es aumentar la exploración no solamente para incrementar la vida útil de los yacimientos que están siendo explotados sino también por la necesidad que tenemos de sumar nuevos yacimientos”, agregó.

Santa Cruz no la tiene fácil porque en la actualidad la expectativa está centrada fundamentalmente en los proyectos de cobre y litio, donde recursos clave de la transición energética con los que no cuenta. El 99,8% de la minería que exporta Santa Cruz se concentra en oro y plata, siendo el oro el commodity dominante con el 89,7% del total, aunque también apuesta a la diversificación de la mano del uranio y el lignito, un tipo de carbón blando.

La provincia tiene siete proyectos de oro y plata actualmente en producción: Cerro Negro, operado por la minera estadounidense Newmont; Cerro Vanguardia, del gigante sudafricano AngloGold; Cerro Moro, de la canadiense Pan American Silver; Unidad Minera San José de Minera Santa Cruz (firma controlada por Hochschild Mining y McEwen Mining), Cap-Oeste de la minera argentina Patagonia Gold y Don Nicolás de la canadiense Cerrado Gold, que también opera el proyecto Las Calandrias. La mayoría de estos proyectos se ubican cerca de la localidad de Perito Moreno.

La provincia cuenta además con 36 proyectos de oro y plata en exploración y otros 3 de uranio y lignito. Una de los proyectos de exploración de uranio se ha estado llevando adelante en la zona de Laguna Sirven, en la localidad de Las Heras.

Ricci recordó que la provincia adhirió al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), pero sostuvo que esa herramienta no está adaptada a las necesidades de la provincia. “Este régimen de incentivo es buenísimo para las provincias con una actividad incipiente en minería. En el caso de Santa Cruz los yacimientos ya están maduros. Por lo tanto, estamos trabajando con la CAEM (Cámara Argentina de Empresas Mineras) para que este régimen también los incorpore”, sostuvo la funcionaria.

Otro desafío que enfrenta Santa Cruz es el aislamiento en comparación que otros bloques regionales. Los gobernadores de Salta, Gustavo Sáenz; Jujuy, Carlos Sadir, y Catamarca, Raúl Jalil, integran la Mesa de Litio y trabajan de modo coordinado para atraer inversiones. A su vez, los tres integran la Mesa Interprovincial del Cobre junto a los mandatarios de San Juan, Marcelo Orrego, y Mendoza, Alfredo Cornejo. A mediados de 2023 se había anunciado también la creación de una Mesa del Oro integrada por Santa Cruz, San Juan, Catamarca y Salta, pero hasta el momento no ha tenido mayor relevancia.

Otros expositores

El secretario de Minería, Luis Lucero, inauguró el encuentro con una intervención más bien protocolar porque su exposición detallada la brindará este lunes por la mañana en el Argentina Day.

Luego fue el turno de la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, quien destacó los avances que está llevando adelante la provincia para poner en marcha nuevos proyectos mineros sin violar la ley que prohíbe la utilización de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio en la actividad. La funcionaria destacó particularmente el proyecto de San Jorge, de la empresa PSJ, que podría llevar a Mendoza a ser la primera en poner un proyecto de cobre en producción. “Es un proyecto de chico a mediano que requiere inversiones mucho más factibles de conseguir”, remarcó.

También expuso el ministro de Producción de Salta,Martín de los Ríos, quién aseguró que la minería es una política de Estado. “Venimos a invitarlos a no dudar en invertir en Salta. Trabajamos firmemente en consolidar cuatro ejes centrales de gestión minera que están planteados en un plan estratégico y que son la sustentabilidad ambiental, la previsibilidad jurídica, el cuidado y eficientización del uso del agua y la licencia social”, remarcó.  

Del lado empresario sobresalió la presentación de Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Cooper, quien ofreció detalles del proyecto de cobre Los Azules y destacó el respaldo del presidente Javier Milei. “Hay un presidente que no solo apoya a las empresas mineras con la sanción de normas, sino que también lo hace de manera pública. Me reuní con él en abril del año pasado y estuvo una hora explicándome las reformas económicas”, declaró.  

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

El CEO de la minera australiana BHP, Mike Henry, elogió este domingo por la mañana las reformas económicas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei durante su presentación en la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC). “Argentina se está tomando en serio la competencia a nivel global. Saben que necesitan atraer capital para hacerlo posible y están enfocados en desbloquear la oportunidad para la nación y para el pueblo argentino”, aseguró el ejecutivo canadiense ante las 1250 personas que llenaron la sala 701 B del Metro Toronto Convention Centre. Luego agregó que “Argentina podría convertirse en uno de los cinco principales productores de cobre a nivel mundial”

Henry aseguró que recientemente ha habido un renovado interés por parte de los gobiernos en los minerales críticos, ya sea para avanzar con la descarbonización, aprovechar la creciente demanda mundial de estos recursos, apuntalar la seguridad energética o asegurar la cadena de suministros para la defensa. “Estas preocupaciones se han visto exacerbadas por la manera en que la pandemia de COVID-19 dejó en evidencia la fragilidad de algunas cadenas de suministro y por la forma en que los recursos energéticos han sido utilizados como armas en la guerra en Ucrania”, sostuvo.

“Ya sea por razones económicas o de seguridad nacional, muchos gobiernos en todo el mundo están adoptando una postura más proactiva para desarrollar suministros seguros de minerales críticos, junto con los beneficios económicos que conlleva la inversión en proyectos de recursos. Estamos viendo que algunos gobiernos están tomando medidas para volverse más competitivos y atraer el capital global necesario para desarrollar estos proyectos”, agregó el líder de una de las principales mineras del mundo, con sede en la ciudad de Melbourne.

Henry aseguró que en este nuevo contexto los países están llevando adelante reformas fiscales y tributarias para hacer que las inversiones sean más atractivas y agilizando los procesos de aprobación regulatoria, en tiempo y costos. “El capital global fluirá hacia las oportunidades que ofrezcan el mejor equilibrio entre riesgo y rentabilidad. Así como ocurre en los negocios, las naciones deben permanecer competitivas en el escenario global o se quedarán atrás en la carrera por la inversión y el crecimiento en metales y minerales”, subrayó.

Elogios para la Argentina

En ese contexto decidió destacar las reformas económicas que está llevando adelante Argentina. “Es una nación rica en recursos, incluyendo cobre, oro y litio. Pero estos recursos están subdesarrollados en comparación con países vecinos como Chile. Al reconocer la oportunidad, Argentina se está tomando en serio la competencia a nivel global. Saben que necesitan atraer capital para hacerlo posible y están enfocados en desbloquear la oportunidad para la nación y para el pueblo argentino”, sostuvo.

“Han tomado medidas audaces para establecer incentivos que atraigan grandes inversiones, incluso en minería, a través de la Ley de Bases. Nuestro sector ha tomado nota. Y varios de nosotros hemos realizado inversiones considerables recientemente. Solo en enero, nos complació cerrar nuestra adquisición de la compañía Filo Corp. en sociedad con Lundin Mining”, remarco Henry.

“Juntos hemos establecido la empresa conjunta Vicuña para desarrollar los proyectos combinados de Josemaría y Filo del Sol en Argentina, uno de los hallazgos más significativos y depósitos de cobre no desarrollados en el mundo. Solo en cobre, Argentina ya tiene una cartera de proyectos potenciales que totalizan aproximadamente 1,2 millones de toneladas de producción anual, y probablemente haya mucho más por venir. Argentina bien podría convertirse en uno de los cinco principales productores de cobre a nivel mundial”, insistió.

“Los beneficios de estas reformas se extenderán a muchas más materias primas y proyectos, totalizando más de 10.000 millones de dólares en nuevas inversiones en proyectos de gran escala ya comprometidos en la región, con más solicitudes por venir”, concluyó.

Al final de su exposición, Henry dio lugar a preguntas por parte de los asistentes y el caso argentino volvió a ser mencionado.

–Usted mencionó la competencia entre países para atraer inversiones, pero como explorador veo que las grandes compañías tienen cada vez más restricciones relacionadas con la responsabilidad legal, lo que impide que enfrentemos nuevos desafíos en el campo. ¿Tiene algún comentario al respecto en general y específicamente sobre BHP?

–Sí, es una tensión constante. En una gran empresa, es común que haya más burocracia. Por supuesto, hemos tratado de agilizar los procesos, pero es una batalla continua dentro de una empresa como la nuestra. Me gustaría pensar que hoy estamos mejor que hace cinco o diez años, aunque aún no hemos llegado al punto en el que nos gustaría estar. En el mundo actual, con la proliferación de litigios colectivos y el empoderamiento de diferentes grupos de interés, en parte gracias a las redes sociales y al sistema legal, las grandes empresas deben ser cuidadosas. Como empresa de renombre y gran tamaño, llevamos un «blanco en la espalda», por así decirlo. Pero no podemos permitir que esto limite nuestra capacidad de avanzar. Es demasiado importante para el mundo que podamos encontrar y desarrollar nuevos depósitos.

–¿Y qué opina sobre la posibilidad de asociarse con grupos más pequeños de exploración, alianzas estratégicas, etc.?

–Es un área de enfoque importante y relativamente nueva para BHP. Antes, la compañía operaba bajo su propio modelo, pero ahora reconocemos el valor de asociarnos con otras empresas. Un gran ejemplo es nuestra colaboración con la empresa minera Lundin en Argentina. Ellos tienen mucha más experiencia que nosotros en la región, un historial sólido no solo en la operación en Argentina, sino también en la identificación y desarrollo de nuevos depósitos. ¿Por qué no querríamos asociarnos con alguien así? Es una gran alianza en la que podemos aportar nuestras capacidades y, a su vez, aprovechar las suyas. Juntos, esperamos lograr algo que, individualmente, hubiera sido más difícil de desarrollar.

, Fernando Krakowiak

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, dio apertura este sábado al 54° Período de Sesiones Ordinarias en la Legislatura de Neuquén. En un repaso de los logros y los objetivos de su gestión, dedicó un capítulo a Vaca Muerta y, aunque no anunció ningún proyecto de ley relacionado a la formación emblema de hidrocarburos no convencionales, pidió impulsar la oferta y la demanda. Además, criticó el valor actual del dólar y aseguró que “afecta mucho a Neuquén” por los recursos que recibe en materia de regalías petroleras.

Frente a un recinto donde se encontraban legisladores nacionales, provinciales, funcionarios provinciales, representantes de operadoras y de sindicatos petroleros, Figueroa inició el discurso refiriéndose a la situación financiera de la provincia y el peso del gasto público en las arcas provinciales.

“El 92% del Presupuesto se destinaba a gastos corrientes”, dijo y agregó que “había una deuda de 90 millones de dólares” al momento de asumir. Luego, destacó que en un año se lograron revertir algunos números que permitieron que el 2024 finalizara con un superávit de 600 millones de pesos y una baja de la deuda del 14%.

Para Figueroa la clave fue “la contención del gasto corriente”, específicamente los “gastos innecesarios”. El recorte en este punto no es menor si se tiene en cuenta que el año pasado los recursos recibidos por regalías e impuestos provinciales representaron el 75% de los ingresos de Neuquén. A eso, se le sumó una baja en los fondos nacionales de 100 mil millones pesos.

Dólar

Pese a haber revertido la situación financiera, el gobernador neuquino abrió paréntesis para señalar las dificultades que representan hoy para la provincia el valor del dólar: “Cuando asumimos el precio del dólar (oficial) estaba a un tercio del blue, que era referencial a los precios corrientes. Vino la devaluación, pensamos que se iban a incrementar los ingresos de la provincia y todo lo contrario: los gastos subieron tres veces más que el dólar. Estamos en el mismo punto de partida respecto a los precios relativos”, expresó.

Figueroa se refería a la diferencia generada frente a una inflación del 117,8% registrada en 2024 y una suba del dólar oficial del 25%. Esta situación no solo golpea a la industria, que enfrenta una suba de los costos en dólares, sino también a las arcas provinciales que perciben sus regalías a valores del “export parity”.

“Si analizamos el Presupuesto nacional también la inflación está prevista que sea del doble que la devaluación, lo que va a agravar más el tema. Los precios de nuestros recursos están en referencia a la cotización internacional, no es una variable que podamos ajustar, por lo que tenemos que ajustar las cantidades”, agregó en referencia al índice “PxQ” que permite obtener el valor de bienes y servicios. En este sentido, sostuvo que un aliciente es “concentrarnos en trabajar en la oferta y la demanda” de Vaca Muerta.

Más producción

Figueroa señaló la necesidad de potenciar a Vaca Muerta desde la seguridad jurídica y la credibilidad. Si bien reconoció haber hecho un camino en este sentido, afirmó que aún la industria necesita infraestructura que permita evacuar más producción desde la Cuenca Neuquina.

En relación a la demanda, habló de la importancia de captar el interés del gas neuquino para abrir nuevos mercados en el mundo y así construir acuerdos comerciales con otros países. “Cuando salíamos a mostrar lo que es Vaca Muerta a Uruguay, Paraguay, Chile o Brasil buscábamos confianza para generar más demanda, para que otros países se asocien para comprarnos gas”, agregó.

En este punto, se refirió al proyecto de Argentina LNG de YPF que prevé la instalación de buques de gas licuado en las costas de Río Negro como ejemplo de la apertura a nuevos mercados, aunque también pidió estimular el uso del gas neuquino en la industria y en el transporte.

“El gas debe ser primero para los neuquinos. Es una vergüenza que de Los Guañacos o Los Miches vean un ducto pasar gas hacia Chile y a su gobernador promocionar vender gas a los chilenos. Tenemos que empezar por nuestra gente”, agregó previo a anunciar la obra que beneficiará a esas localidades.

Luego, afirmó que aumentarán el caudal de gas en Rincón de los Sauces y Añelo “porque es increíble que de donde el sale gas para la Argentina y el mundo, los vecinos no tengan gas”.

Fondo de Infraestructura

“Nuestro gobierno comenzó a dialogar con las operadoras y propusimos un modelo para ganar todos. Les pedimos que inviertan en educación, generen trabajo para los neuquinos, colaboren con el desarrollo infraestructura y cuiden el medioambiente y nos hemos puesto de acuerdo”, señaló luego Figueroa en relación al Fondo de Infraestructura para Vaca Muerta.

En este marco, comentó que el viernes se firmaron dos acuerdos con YPF, uno para sellar finalmente la pavimentación de 90 kilómetros de la Ruta 7, en el sector de Las Cortaderas, obras que comenzarán el 1° de mayo. Además, la petrolera aportará el pavimento de 24 kilómetros nuevos de la Ruta 6 desde Octavio Pico a Rincón de los Sauces, mientras que la provincia aportará los 54 restantes que serían ejecutados con fondos propios “o con alguna operadora”.

“Con YPF y G&P hicimos la repavimentación de la ruta 5, llegando a 76 kilometros y estamos trabajando en los últimos kilómetros” sumó.

Por último, Figueroa se refirió a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y el trabajo para delinear un plan de acción sobre obras que necesita la industria -como rutas y redes de electricidad- junto a un esquema de financiamiento. Para esto, EconoJournal dio a conocer en enero que la CEPH había contratado a la consultora AC&A.

El mandatario afirmó que “estamos trabajando en conjunto para finalizar el bypass de ruta 7, realizando una pavimentación en la circunvalación de Añelo que comprende la ruta 8 y la 67 y así construir una traza alternativa para todo el corredor petrolero. Existe el compromiso de 10 empresas que operan en Vaca Muerta para terminar estas obras que significan 40 kilómetros de ruta”.

Con el objetivo de continuar este trabajo, Figueroa confirmó que el jueves 6 se reunirá en Buenos Aires “con todas las operadoras para acelerar la infraestructura que se necesita”.

, Laura Hevia

EconoJournal en Toronto

La convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC), el evento más importante de la industria minera a nivel mundial, comenzará este domingo en la ciudad de Toronto, el principal centro financiero de Canadá. Argentina estará representada por unas 170 personas, entre funcionarios nacionales y provinciales y ejecutivos de compañías privadas que operan en el país.

La delegación oficial la encabezará la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, quien viajará junto al secretario de Finanzas, Pablo Quirno, y el secretario de Minería, Luis Lucero. Además, asistirán los gobernadores de San Juan, Mendoza, Jujuy y La Rioja.

El evento se extenderá hasta el miércoles en el Metro Toronto Convention Centre, un predio de 65.000 m2 ubicado a solo cien metros de la CN Tower, un icono de 553,3 metros que fue la torre más alta del mundo desde 1976 hasta 2007, cuando fue superada por el Burj Khalifa. Este moderno centro de convenciones está dividido en dos edificios de hasta 5 pisos, conectados a través de un pasillo subterráneo y un puente peatonal. Tiene 77 salas de reuniones y un teatro para 1200 espectadores.   

Los funcionarios argentinos intentarán seducir allí a los representantes de las principales multinacionales mineras para que inviertan en uno de los sectores con mayor potencial de la economía argentina. El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), aprobado en julio, es la principal novedad que traerán este año, junto al resto de las políticas pro-mercado que impulsa el gobierno de Javier Milei. A su vez, muchos empresarios que ya tienen proyectos de exploración y explotación minera en el país buscarán recolectar fondos o incluso sumar algún socio que les permita apuntalar la inversión.

La agenda argentina

La ceremonia de apertura de la convención será este domingo a las 9 con el discurso de Raymond Goldie, presidente de la PDAC. La principal actividad argentina de ese primer día se desarrollará a las 14 en el pabellón de Argentina Mining, una compañía que organiza eventos y conferencias en el sector minero. El secretario Lucero inaugurará el evento y luego expondrán Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza; Martín de los Ríos, ministro de Producción de Salta; Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Cooper, que está desarrollando el proyecto de cobre Los Azules; y Joaquín Marías, vicepresidente de Exploración y Desarrollo de la canadiense Argenta Silver, entre otros. También habrá un pabellón oficial de Argentina, pero, a diferencia de lo ocurrido en los años anteriores, en esta ocasión no habrá un acto de inauguración formal con las autoridades de la delegación.

El día fuerte será este lunes por la mañana cuando se lleve adelante el Argentina Day. Karina Milei abrirá el evento y luego expondrán los funcionarios nacionales Quirno y Lucero, mientras que las provincias estarán representadas en dos paneles.

Primero hablarán los gobernadores Carlos Sadir (Jujuy) y Ricardo Quintela (La Rioja), el vicegobernador de Catamarca, Rubén Dusso, y el ministro de producción de Salta, Martín de los Ríos Plaza, en representación de las jurisdicciones del norte. Después será el turno de las provincias de Cuyo y Patagonia a través de los gobernadores Marcelo Orrego (San Juan) y Alfredo Cornejo (Mendoza), la secretaria de Energía y Medio Ambiente de Rio Negro, Andrea Confini; y la secretaria de Minería de Santa Cruz, Nadia Ricci.

Por último, habrá un segmento con representantes de empresas. Al inicio, expondrá el CEO de Barrick Gold, Mark Bristow, y luego habrá una mesa en la que estarán Eduardo Elzstain, chairman de Austral Gold; Paula Uribe, directora de Asuntos Externos para América Latina de Rio Tinto; y Dave Dicaire, gerente general de Vicuña Corporation, una empresa formada por Lundin Mining y BHP para desarrollar los proyectos mineros Filo del Sol y Josemaría.

La minera estatal Fomicruz, de Santa Cruz, inaugurará su stand ese mismo lunes a las 13.30 con un vino de honor y a las 14.30 la Cámara de Comercio Argentino Canadiense organizará un evento para proveedores junto con las cámaras chilena-canadiense y peruana-canadiense.

El martes a las 8.30 las autoridades argentinas realizarán el tradicional toque de campana en la apertura de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX). Luego los secretarios Luis Lucero y Pablo Quirno expondrán ante un grupo de inversores en la sede del estudio de abogados Gowling. Autoridades nacionales y provinciales participarán también de un evento cerrado a las 14 organizado por la Bolsa de Valores que será moderado por Guillaume Légaré, Director de Sudamérica de TSX.

Ese mismo día, ejecutivos de las mineras Río Tinto, BHP y Vale participarán de otra Master Class Series. El martes cierra con el tradicional coctel de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros en el Hotel Sangri-La.

El miércoles, día de cierre del evento, funcionarios del gobierno de Río Negro expondrán por la mañana en el estudio Gowling el proceso que llevó adelante la provincia para abrirle las puertas nuevamente a la minería y más tarde habrá una actividad que reunirá a funcionarios provinciales con sus pares de las provincias canadienses de Ontario, Quebec y Columbia Británica. Además, Ernesto Cussianovich, director de Energía, Recursos Naturales y Medio Ambiente de Poliarquía Consultores, expondrá en un desayuno sobre Argentina bajo el título “New politics, new government…new mining?”. Esas tres últimas actividades son organizadas por la Cámara de Comercio Argentino Canadiense junto a otras entidades.  

¿Qué es la PDAC?

La PDAC tuvo su primera edición en 1932 como un pequeño encuentro de prospectores y exploradores, quienes buscaron crear una red de apoyo que los contuviera en medio de la Gran Depresión. Desde entonces, la convención se realizó casi todos los años, salvo durante el final de la Segunda Guerra Mundial. Otra excepción fue en 2021 cuando se llevó adelante solo de manera virtual debido a la pandemia de la Covid-19.

En las primeras décadas fue un evento centrado en la exploración minera y dirigido principalmente a geólogos, buscadores de minerales y pequeños empresarios, pero a medida que la actividad comenzó a crecer en el país del norte se fue transformando en un lugar de reunión de toda la industria minera, incluyendo grandes compañías, inversores y gobiernos. Se estima que este año asistirán más de 30.000 personas de unos 130 países.

Toronto ha sido siempre el lugar en el que se desarrolló este evento porque es la histórica sede de la asociación de prospectores y desarrolladores que le dio nombre a la convención y porque en esta ciudad operan la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) y la TSX Venture Exchange (TSXV), donde están registradas más de 1100 empresas mineras, aproximadamente el 40% de todas las que cotizan en bolsa alrededor del mundo. La TSX reúne a las firmas más grandes y consolidadas, mientras que la TSXV es un mercado de capital de riesgo para compañías emergentes.

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza conversó con EconoJournal sobre el plan que está llevando adelante la provincia para poner en marcha nuevos proyectos mineros sin violar la ley 7722 que prohíbe la utilización de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio en la actividad. “En términos de ingeniería de producción no es muy complejo”, señala. El distrito minero de Malargüe ya tiene 34 proyectos de exploración con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura. A su vez, en el norte, en el Departamento de Las Heras, la empresa PSJ presentó en enero el informe de impacto ambiental del Proyecto San Jorge y espera la aprobación provincial para comenzar a construir su mina de cobre.

–Mendoza prohibió por ley la minería a cielo abierto con determinadas sustancias en 2007, ¿qué es lo que están haciendo ahora para avanzar con nuevos proyectos de explotación minera sin violar esa norma?

–La ley 7722 de 2007 no prohíbe la minería metalífera a cielo abierto, sino que introduce dos requisitos. Uno es que las declaraciones de impacto ambiental tienen que tener ratificación legislativa. Si bien eso tiene sus complejidades, el lado positivo es que le da seguridad jurídica a las empresas que obtienen su declaración de impacto ambiental respecto a que no va a haber una política cambiante entre una administración provincial y otra. Algo parecido ocurre en otras provincias donde el primer análisis corresponde al Poder Ejecutivo y después las concesiones las otorga un juez de mina. En esos casos interviene el Poder Ejecutivo y el Poder Judicial, mientras que en Mendoza intervienen el Poder Ejecutivo y el Legislativo. El otro requisito restrictivo que tiene la ley es la prohibición de ciertas sustancias. Prohíbe el ácido sulfúrico, el cianuro y el mercurio y hay un fallo de la Corte que dice que la lista de sustancias es taxativa y no puede ampliarse más allá de las que están nombradas.

–¿Se puede hacer minería a cielo abierto sin el uso de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio?

–Durante la exploración, ninguna de estas sustancias están comprometidas. Por eso en 2024 se puso en marcha una agresiva política de promoción minera para la exploración en el sur de la provincia, más precisamente en el Departamento de Malargüe. La iniciativa la tomó la empresa provincial de promoción minera Impulsa, haciendo la línea de base ambiental en un polígono de 18.000 kilómetros cuadrados que se llama Malargüe Distrito Minero Occidental. Ese distrito ya tiene 34 proyectos con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura, más otros 4 que tenían declaraciones de impacto ambiental previas. A su vez, hay otros 29 proyectos que están tramitando sus permisos de exploración. En total, hay más de 150 proyectos, pero vamos avanzando por etapas. A su vez, en el norte, en el Departamento de Las Heras, la empresa PSJ presentó en enero nuevamente un informe de impacto ambiental para obtener permiso de explotación en el Proyecto San Jorge. Y lo hizo cumpliendo con esas restricciones de la ley vigente ya que propuso un método de producción a partir de flotación que no utiliza ninguna de las sustancias prohibidas.

–¿Es muy complejo realizar minería con ese método?

–En términos de ingeniería de producción no es muy complejo. El mineral que se puede flotar es el que está sulfurado porque el que está oxidado se procesa a través de la lixiviación. No todos los yacimientos tienen una cantidad de sulfuros que hagan económicamente rentable la producción a través de la flotación. En el caso de PSJ, está la posibilidad de extraer el material oxidado y trabajar con los sulfuros. El material oxidado queda en escombreras hasta tanto sea posible lixiviarlo o venderlo para que sea lixiviado en otro lugar donde esté permitido. 

–¿Es rentable el proyecto San Jorge con ese método de producción?

–La prefactibilidad económica ha sido aprobada por los propios titulares del proyecto porque después de 15 años han vuelto a presentar el informe de impacto ambiental para producir en estas condiciones. La morfología del proyecto y las reservas que están certificadas hacen viable que pueda hacerse a través de sulfuros. No obstante, hay que aclarar que no son todos los proyectos iguales. Si hubiera un proyecto en el que el material oxidado representara, por dar un ejemplo, el 70% y los sulfuros estuviesen muy abajo, no sería económicamente viable. En el caso de PSJ, por el lugar en el que se encuentra el mineral sulfurado, es viable producirlo con esta tecnología.  

–¿Y es seguro desde el punto de vista ambiental?

–No debería haber ninguna complicación si se cumple con todos los recaudos a lo largo del proceso.

–¿Todos los proyectos mineros que tiene la provincia son de cobre?

–PSJ es un proyecto de cobre y la exploración que se está realizando en el distrito minero del sur de la provincia también apunta al cobre, pero los minerales nunca están aislados. PSJ va a producir concentrado de cobre con contenido de oro, pero como el oro no se puede producir porque la utilización de mercurio está prohibida, lo que se va a hacer es vender el concentrado de cobre con contenido de oro. Quienes lo compren harán el proceso de separación siguiente. Por ejemplo, First Quantum que tiene el yacimiento Cobre Las Cruces en Sevilla también vende el concentrado con contenido de oro porque en esa ciudad española también está prohibida la utilización de mercurio.

–El Proyecto San Jorge ya presentó el estudio de impacto ambiental, ¿cuáles son los próximos pasos?

–La Fundación de la Universidad Nacional de Cuyo está haciendo el análisis técnico del proyecto y se constituyó la Comisión Evaluadora Interdisciplinaria Ambiental Minera (CEIAM) para que durante 60 días la población interesada puede consultar el contenido del proyecto. Es un proceso de consulta pública. Luego se le da vista a los sectoriales y cuando todos hayan intervenido se llama a audiencia pública. Una vez realizada la audiencia se emite la Declaración de Impacto Ambiental y se eleva a la legislatura provincial para su ratificación.

–¿Si la Legislatura ratifica ya se puede comenzar la construcción de la mina?

–A partir de ese momento la empresa tiene que cumplir con los plazos del código de procedimiento minero para iniciar la construcción de la mina. Hay un plan de trabajo presentado por PSJ comprometiendo inmediato inicio de trabajo cuando la legislatura ratifique la Declaración de Impacto Ambiental. Hay una mesa del cobre institucional y después está la mesa nacional del cobre de los privados donde están los grandes proyectos que están en condiciones de iniciar la construcción. Ahí están Taca Taca, Josemaría, Filo del Sol, el Pachón, MARA, Los Azules, Altar y San Jorge. San Jorge es un proyecto más chico que el resto. En los otros proyectos las inversiones van desde US$ 2100 a US$ 6000 millones. PSJ, en cambio, prevé una inversión de US$ 600 millones y su plazo de construcción es de 12 a 18 meses.

–¿Ustedes han venido conversando con las organizaciones de la sociedad civil para conocer cuál es su posición frente a esta iniciativa?

–El sector antiminero ha quedado reducido a un espacio muy chico. En el sur de la provincia la licencia social es amplia y muy clara. En la audiencia pública que se hizo previa a la declaración de impacto ambiental del distrito minero la mayoría de la población respaldó el proceso. En el norte es donde surgió este germen de antiminería que llegó a cristalizarse en 2007 en esa legislación que paralizó por un tiempo la actividad de la minería metalífera en la provincia, pero la demanda social ha cambiado significativamente. En el contexto del proceso que está transcurriendo actualmente están contemplados talleres en la comunidad. Algunos a cargo de la empresa, brindando información y capacitando recursos humanos, tanto para la contratación directa como entre proveedores. Además, en la Comisión Evaluadora Interdisciplinaria Ambiental Minera (CEIAM) participan, entre otros, la Municipalidad de Las Heras, las dos universidades nacionales que están en la provincia (Universidad Nacional de Cuyo y la Universidad Tecnológica Nacional) y el Consejo Provincial del Ambiente, donde están representadas las asociaciones civiles y las organizaciones no gubernamentales de representación de intereses vinculadas a la preservación del medio ambiente.

–Cuando San Jorge empiece a producir cobre, más allá del impacto a nivel de empleo, ¿cuál es el nivel de regalías que le va a dejar a la provincia?

–La ley bases permite fijar las regalías en un porcentaje que va del 3% y 5% del valor del mineral en boca de mina. La provincia de Mendoza aún no es productora y por lo tanto no tiene ley de regalías, pero ya hemos manifestado el compromiso de fijarlas en el 3%.

–¿Con qué expectativas vienen a esta nueva edición de la PDAC?

–Después de un largo período en el que la provincia no tuvo una política de atracción de inversiones en materia de minería metalífera, el año pasado vinimos a la PDAC a plantear un nuevo rumbo y explicitar los hitos que nos habíamos propuesto cumplir durante 2024. Esos hitos los prometimos en una rueda de inversores en el evento Mendoza Day de la PDAC y hemos cumplido. De hecho, muchos de los inversores con los que nos hemos reunido en 2024 son los que han adquirido propiedades y proyectos en el distrito minero Malargüe. En esta PDAC vamos a hacer un balance de los hitos cumplidos y ese balance va a ser una carta de presentación de cara a la atracción de nuevos inversores, junto con la decisión provincial de mantener una conducta de baja de las alícuotas de los impuestos provinciales.  

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

Los Azules es uno de los proyectos de exploración de cobre más avanzados del país, pero McEwen Copper, su principal accionista, no tiene los US$ 2500 que hacen falta para construir la planta. Michael Meding, vicepresidente y gerente general de la compañía, ha declarado en varias ocasiones que se encuentra a la búsqueda de grandes inversores y la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) será una instancia clave para esas negociaciones. Los especialistas coinciden en que el proyecto genera expectativa entre las multinacionales de la industria minera, aunque hay una disputa silenciosa con McEwen Copper.

Meding tiene claro que a medida que avanzan y van cumpliendo con ciertos hitos el valor del proyecto crece. Del otro lado, los potenciales inversores siguen con atención su evolución y van monitoreando los fondos con los que cuenta McEwen Copper porque saben que si ese flujo se agota ellos pueden negociar su desembarco con mayor fortaleza.  

En ese contexto, McEwen logró tres hitos recientes que elevan el precio de Los Azules al momento de negociar el ingreso de un nuevo accionista

1) Declaración de Impacto Ambiental. La empresa presentó en abril de 2023 el Estudio de Impacto Ambiental elaborado por la consultora internacional Knight Piésold y en diciembre de 2024 el gobierno de San Juan aprobó el informe tras un análisis de la Comisión Interdisciplinaria de Evaluación Ambiental Minera (CIEAM), que integraron 14 organismos, nacionales y provinciales. La Declaración de Impacto Ambiental es un paso clave porque una vez obtenida, la empresa puede avanzar con la construcción de la mina y la puesta en marcha de la producción.

2) Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones de Argentina (RIGI). El Congreso aprobó el RIGI en julio de 2024 a través de la ley 27.742 y en febrero de este año Los Azules presentó su adhesión. El régimen le otorga beneficios impositivos, como reducción del impuesto a las Ganancias, eliminación de las retenciones a las exportaciones a partir del tercer año de producción, amortización acelerada de inversiones y estabilidad fiscal por 30 años. Además, se le simplifican trámites administrativos y se le otorga acceso libre al mercado cambiario, permitiéndole girar el 100% de sus divisas al exterior sin restricciones

3) Recursos financieros. “Hace 3 años tenía US$ 40 millones como capital para empezar y hasta el momento hemos invertido US$ 473 millones”, declaró Michael Meding en diciembre. Parte de esos fondos provinieron de la automotriz Stellantis que en febrero de 2023 invirtió US$ 155 millones para quedarse con el 14,2% de las acciones del proyecto (ahora tiene 18,3%). Río Tinto también ha venido invirtiendo en el proyecto a través de su subsidiaria Nuton. El último aporte de US$ 35 millones lo realizó en octubre de 2024 y en la actualidad posee el 17,2% de las acciones. Además, McEwen Mining, controlante de McEwn Copper, realizó diversas colocaciones en el mercado. La última fue el pasado 11 de febrero cuando obtuvo US$ 95 millones más una opción adicional por otros US$15 millones para quienes tomaron esos pagarés. Se espera que una parte de esos recursos vaya a financiar las inversiones que tiene previstas en Los Azules durante este año.

Con estos tres hitos, Michael Meding, expondrá este domingo a las 15 en un evento organizado por Argentina Mining en la PDAC. Allí buscará mostrarles a los potenciales inversores que el proyecto está firme y que si demoran su decisión de asociarse el precio que deberán pagar para desembarcar será cada vez más alto.

La historia del proyecto

Los Azules es un proyecto de exploración de cobre a cielo abierto radicado en la provincia de San Juan, 80 kilómetros al oeste-noroeste de la ciudad de Calingasta y solo 6 kilómetros al este de la frontera con Chile. Según una evaluación económica preliminar, que se completó en 2023, se prevé que la mina produzca un promedio de 322 millones de libras de cátodos de cobre al año durante una vida útil de 27 años.

Los Azules está ubicado a una altura sobre el nivel del mar que va de los 3500 a los 4500 metros. El clima es semiárido, con abundantes nevadas y temperaturas extremadamente bajas, típicas de esa región de la Cordillera de los Andes. Los trabajos se vienen realizando en un valle llamado La Ballena, donde la vegetación es escasa y está prácticamente ausente en las elevaciones más altas.

La minera estadounidense Battle Mountain Gold Corporation (BMG) fue la primera compañía en realizar tareas de exploración en esa zona en búsqueda de oro entre mediados de la década del 80 y fines de la década del 90. A mediados de los 90, la canadiense Minera Andes, a través de su subsidiaria local Andes Corporación Minera S.A. (“ACMSA”), adquirió concesiones en el área que colindaban con las de BMG al sur.

En diciembre de 2003, Minera Andes inició un programa de exploración en Los Azules y registró un tipo específico de mineralización de cobre que se encuentra en formaciones geológicas conocidas como depósitos de cobre porfídico. En 2006 detectó secciones específicas dentro de un depósito mineral con una concentración de hasta 1,6% de cobre a lo largo de 221 metros de profundidad. Generalmente, un contenido de cobre superior al 1% es atractivo para la minería, y un 1,6% es un indicador fuerte de una buena mineralización. Este tipo de concentraciones son económicamente viables para la extracción en un contexto de minería a gran escala.

Después de que BMG se fusionara con Newmont en 2000, parte de las propiedades de BMG fueron adquiridas por Solitario Resources, una empresa canadiense de exploración junior, posteriormente llamada TNR Resources. La australiana Mount Isa Mines (MIM) compró Solitario Resources en mayo de 2004. Luego MIM fue adquirida por la suiza Xstrata, la cual en 2007 celebró un acuerdo con Minera Andes para continuar explorando Los Azules. En octubre de 2009, Xstrata se retiró del proyecto y cedió sus propiedades a Minera Andes. En enero de 2012, Minera Andes fue adquirida por US Gold Corporation, que luego pasó a llamarse McEwen Mining Inc.

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

En Argentina hay siete provincias con leyes que prohíben la minería a cielo abierto y/o el uso de ciertas sustancias como cianuro, mercurio y acido sulfúrico. Río Negro formó parte de aquel grupo, pero el gobierno de Alberto Weretilnek logró gestar los consensos necesarios para desandar ese camino. En noviembre del año pasado aprobó la Declaración de Impacto Ambiental del Proyecto Calcatreu autorizando la extracción de oro y plata, luego de que la iniciativa fuera validada en una audiencia pública.

La secretaria de Energía y Ambiente de la provincia, Andrea Confini, expondrá en Toronto durante la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) cómo fue todo el proceso ante un grupo de inversores canadienses que se entusiasman frente a la posibilidad de que se convierta en un caso testigo.

El depósito de oro y plata Calcatreu fue descubierto en 1997 en el paraje Lipetrén Chico, 82 kilómetros al sur de Ingeniero Jacobacci. A partir del año siguiente la empresa Aquiline Resources Incorporated, por entonces propietaria de los derechos del área, avanzó con los trabajos de exploración, pero en julio de 2005, en medio del debate sobre su impacto ambiental, la legislatura provincial prohibió la utilización de cianuro en la minería a través de la ley 3981.

El 10 de diciembre de 2011 Carlos Soria asumió como gobernador y derogó esa norma en los 20 días que gobernó antes de que su esposa lo matara de un tiro el 1 de enero de 2012 en un confuso episodio. En su remplazo, se sancionó la ley 4738 que creó un Consejo Provincial de Evaluación Ambiental Minera (COPEAM). De ese modo, la minería dejó de estar prohibida, pero en los años siguientes no se aprobó ningún proyecto.

Recién en diciembre de 2023, la Legislatura sancionó la ley 5703 que facilitó la evaluación de proyectos mineros y lo que vino después fue un largo proceso de negociación política para lograr los consensos que permitieran retomar la actividad. El COPEAM le dio luz verde al Proyecto Calcatreu el 16 de agosto con el respaldo incluso de los representantes de la comunidad mapuche que habita la zona. El 30 de agosto del año pasado se llevó a cabo una audiencia pública presencial en Ingeniero Jacobacci, donde 247 oradores de las empresas y la sociedad civil expusieron sus posturas. Luego de cumplir esa instancia, el gobierno le otorgó a la empresa Patagonia Gold la autorización para extraer oro y plata en un área de 16.291 hectáreas. Patagonia Gold, propietaria actual del proyecto, es presidida por Carlos Miguens Bemberg, ex dueño de Cervecería Quilmes.

Confini, la secretaria de Energía, repasará toda esta experiencia en el encuentro “Unlocking Río Negro´s potential for Argentina´s growth”, organizado por la Cámara de Comercio Argentino Canadiense. “Es un ejemplo para cualquiera de las provincias que ahora miran con recelo a la minería”, aseguró a EconoJournal Alberto Carlocchia, líder del área de minería de la cámara, quien moderará el encuentro. La cita tendrá lugar el miércoles 5 de 8 a 10 horas en el estudio de abogados Gowling, que representa a grandes mineras canadienses, el cual está ubicado a siete cuadras del Metro Toronto Convention Centre donde se realiza la Convención PDAC.

La industria minera espera que Calcatreu sea la punta de lanza de otra serie de proyectos. De hecho, en Río Negro hay unas diez iniciativas de exploración que cuentan con capitales canadienses.

Uranio sobre la mesa

En la misma mesa también expondrá Erik Bazarian, el hombre a cargo de la unidad de minerales de Corporación América y sobrino de Eduardo Eurnekian. Corporación América firmó en diciembre un acuerdo con Blue Sky Uranium Corp. una empresa del holding canadiense Grosso Group, para adquirir hasta el 80% del proyecto Ivana, ubicado a unos 25 kilómetros al norte de la ciudad rionegrina de Valcheta, el cual se encuentra en una fase avanzada de exploración de uranio.

Ivana es uno de los yacimientos del distrito geológico Amarillo Grande, que tiene una extensión de 300.000 hectáreas. Blue Sky también cuenta con otros proyectos de uranio en Chubut conocidos como Sierra Colonia, Tierras Coloradas y Cerro Parva.

La experiencia canadiense

Representantes de las provincias canadienses de Ontario, Quebec y British Columbia mantendrán un encuentro cerrado con funcionarios de provincias mineras argentinas para transmitirles sus experiencias en la búsqueda de inversiones. Al evento, organizado por la Cámara de Comercio Argentino Canadiense y el Consejo Federal de Inversiones, asistirán los secretarios de Minería de Jujuy, Salta, Catamarca, La Rioja, Rio Negro, Santa Cruz y Mendoza.

La intención de la cámara es aprovechar los puntos en común de dos países que son federales y en los que las provincias tienen el control de los recursos naturales. Lo que se quiere es ayudar a construir vínculos similares a los que ya existen entre provincias hidrocarburíferas, como Neuquén y Alberta, las cuales tienen un memorando de entendimiento firmado para trabajar determinados temas en forma conjunta.

Ontario fue la provincia líder en 2022 en términos de gasto en exploración minera en Canadá, seguida de British Columbia y Quebec. Estas tres jurisdicciones representaron el 68% del gasto total en exploración y evaluación de yacimientos en el país del norte.

Ontario tiene grandes depósitos de níquel y cobre en la región de Sudbury, mientras que en distritos del norte como Timmins, Red Lake y Kirkland Lake extrae oro y otros metales preciosos. En 2022 produjo minerales por 13.500 millones de dólares, el 22% de la producción minera de Canadá.

Quebec, por su parte, se destaca en la producción de hierro en la región de Fermont, oro en Abitibi y litio en la municipalidad de La Corne, también en Abitibi. Su industria minera aporta unos 12.000 millones de dólares al PBI canadiense y en la actualidad tiene 49 proyectos en diferentes etapas de desarrollo.

Por último, British Columbia es la mayor productora de cobre de Canadá y también extrae oro, plata, molibdeno y carbón. Tiene 17 minas en funcionamiento y dos fundiciones.

Los funcionarios provinciales canadienses ofrecerán un detalle de qué incentivos otorgan sus jurisdicciones, cómo promocionan la actividad ante la ciudadanía, cuáles son las exigencias medioambientales y cómo mejoraron los plazos para el otorgamiento de permisos, entre otros temas. La actividad se realizará en el Hotel Soho, donde se aloja la delegación argentina, el próximo miércoles a las 11 horas.

Reunión de proveedores

Las cámaras de comercio argentino-canadiense, chileno-canadiense y peruana-canadiense organizarán también un encuentro con ocho proveedores de cada una de esas entidades para intercambiar know-how y empezar a generar joint-ventures que permitan desarrollar proyectos más grandes.

En el sector coinciden, por ejemplo, en que no hay empresa de construcción en el país que pueda por sí sola construir un proyecto minero grande como Josemaría en San Juan. Por lo tanto, este tipo de encuentros tiene como objetivo acompañar a los proveedores para que puedan evaluar posibles alianzas si se concreta un escenario de esas características.

La reunión es este lunes 3 de marzo a las 15 horas en la sala 107 del edificio norte del Metro Toronto Convention Centre.

, Fernando Krakowiak

El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) firmó con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) un convenio marco de cooperación técnica y alianza estratégica para colaborar en materia de desarrollo e integración energética con foco en los hidrocarburos. El propósito de la alianza es compartir información y conocimientos y realizar acciones conjuntas con miras al desarrollo, investigación e implementación de estudios, programas, proyectos, incluyendo foros, seminarios, eventos y capacitación u otras actividades afines.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, firmó este convenio para desarrollar aspectos de mutua cooperación junto a Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo de OLADE; el organismo internacional de cooperación, coordinación y asesoría técnica de carácter público intergubernamental.

El acuerdo

El acuerdo incluye cooperar para el diseño, estructuración y ejecución de programas y proyectos relacionados con el desarrollo energético; con especial énfasis en los hidrocarburos. También, asistencia técnica recíproca en materia energética y de integración y compañamiento y promoción de actividades que colaboren en la definición de líneas de acción para el establecimiento e implementación de instrumentos de política y planificación en materia energética e integración, con énfasis en los hidrocarburos.

A su vez, la iniciativa contempla el apoyo en el diseño y estructuración de marcos institucionales vinculados al desarrollo energético y a la integración, con énfasis en los hidrocarburos, el utercambio de información técnica y buenas prácticas, y de experiencias profesionales.

También, la asesoría en el análisis y definición de marcos regulatorios para el sector energético; la elaboración y publicación de investigaciones, estudios, análisis y artículos técnicos en materia de integración energética subregional y regional.

Alianza

Las instituciones también trabajarán en la programación conjunta de actividades de formación y capacitación, entre otras complementarias; la organización y realización conjunta de seminarios, talleres, foros y demás eventos vinculados a la integración energética.

Al momento de la firma, el López Anadón sostuvo: «Es interesante trabajar con OLADE, en momentos en que los hidrocarburos aquí están viviendo un momento de crecimiento con Vaca Muerta, que contribuye más que nunca a nuestra matriz energética nacional y con tantas posibilidades regionales”.

Por su parte, Rebolledo Smitmans sostuvo que, a través de la firma de este Memorando de Entendimiento se ha consolidado una alianza estratégica que fortalecerá la cooperación energética en la Argentina y la región.

«Este acuerdo refleja el compromiso de OLADE con la integración energética regional, permitiéndonos avanzar en estudios técnicos, eventos especializados y acciones conjuntas para abordar los retos del sector», precisaron.
La firma se realizó en las oficinas del IAPG en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Además de los mencionados directivos, se contó con la presencia de los respectivos equipos y representantes locales de ambas instituciones.

, Redaccion EconoJournal

Arcadium Lithium, uno de los principales productores de carbonato de litio del planeta, que se creó el año pasado a partir de la fusión entre Allkem y Livent, presentó los resultados que obtuvo durante 2024. A pesar de las condiciones del mercado durante el año pasado, la compañía logró un incremento del 20 % interanual en la producción combinada de su proyecto Fénix (ubicado en Catamarca) y de Olaroz (situado en Jujuy), con un volumen de 44.115 toneladas de carbonato de litio y 4.541 toneladas de cloruro de litio.

A su vez, la empresa logró avances en sus proyectos de expansión y ramp-up clave. Esto es así porque finalizó la puesta en marcha de la Fénix 1A en Catamarca, con un ramp-up cercano a la capacidad nominal de 10.000 toneladas anuales.

También, registró avances en el proyecto Sal de Vida en Catamarca y se encuentra en un proceso de preparación para una posible reanudación acelerada de Fénix 1B, según destacaron desde la firma a través de un comunicado.

Nivel de actividad

La empresa, además, finalizó la puesta en marcha de Olaroz II en Jujuy, y continúa con el ramp-up para alcanzar la capacidad nominal de 25.000 toneladas anuales.

El 9 de octubre de 2024, el gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos compañías mineras más grandes del mundo, anunció la compra de Arcadium Lithium. Está previsto que este proceso de adquisición concluya el 6 de marzo de 2025.

Paul Graves, presidente y director ejecutivo de Arcadium Lithium, afirmó: “Nuestro equipo en la Argentina debe sentirse inmensamente orgulloso por todos los logros alcanzados en 2024. La combinación con Rio Tinto nos permitirá potenciar aún más el tamaño y la calidad de nuestra cartera de activos de primera clase a nivel mundial, tanto en la Argentina como en el resto del mundo. Juntos, esperamos acelerar el crecimiento y la mejora continua en los próximos años para beneficio de nuestros clientes, colaboradores y comunidades”.

Apuesta por la Argentina

En 2024, la empresa informó que decidió aplazar uno de sus proyectos en Canadá. Pero aseguró que iba a seguir adelante con su plan de inversiones en la Argentina, pese a la abrupta caída del precio de carbonato de litio que se registró durante el año pasado.

Frente a esta decisión, desde la compañía fijaron como objetivo ejecutar la Fase 1B de Fénix y la Etapa 1 de Sal de Vida de manera secuencial y no de forma simultánea como habían establecido en el inicio.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, puso en operación una planta de tratamiento de crudo en el yacimiento La Amarga Chica, ubicado en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Con esta obra, la compañía amplió en un 25% la capacidad de procesamiento de petróleo en sus desarrollos no convencionales.

Es la segunda planta de tratamiento que YPF pone en marcha en La Amarga Chica, uno de los principales bloques productores de Vaca Muerta y que opera junto a la malaya Petronas. La obra demandó una inversión de US$ 200 millones, informó la compañía.

“Esta inversión acompaña el salto productor de YPF a partir de su plan 4×4, que busca incrementar la producción de petróleo de Vaca Muerta de la mano de la mayor eficiencia y apertura de mercados”, señaló la compañía este viernes en un comunicado.

La nueva planta fue construida por la empresa AESA y tiene una capacidad de tratamiento de 12.000 metros cúbicos por día. En el pico de obra generó más de 500 puestos de trabajo y tuvo la intervención de una decena de compañías subcontratistas.

“Esta planta se suma a otra de igual característica que ya opera en La Amarga Chica, el bloque de mayor crecimiento de Vaca Muerta durante 2024 y uno de los tres con más producción del país”, indicó YPF.

Por último, la compañía destacó que la sociedad entre YPF y Petronas cumplió 10 años el año pasado y que “en la nueva planta se tratará crudo de bloques linderos como Aguada del Chañar”.

, Redaccion EconoJournal

Como resultado del incremento en la capacidad de evacuación de Oleoductos del Valle (Oldelval), mientras se espera por el verdadero salto cuantitativo que significará Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), “la producción petrolera crecerá un 30% y se acercará al récord histórico”. 

Así lo anticiparon Nicolás Arceo, director de Economía y Energía, y Ernesto Díaz, vicepresidente senior de Rystad Energy, en el marco de Forecast 2025, programa especial con el que EconoJournal inauguró una nueva temporada de producciones audiovisuales en su canal de YouTube.

Arceo: “Para fines de esta década la ampliación sectorial ayudará a la Argentina a alcanzar un superávit comercial en su balanza energética de 25.000 millones de dólares”

Díaz: “Las divisas que Vaca Muerta traerá al país harán definitivamente posible la salida del cepo cambiario, retroalimentando un círculo virtuoso para la economía nacional”

Nuevo hub productivo

En abril quedará habilitada la nueva expansión de capacidad de Oldelval lanzando a las empresas instaladas en Vaca Muerta a una carrera por llenar el caño lo antes posible. Este hito hace prever, según Díaz, que la producción crezca alrededor de un 30%, porcentaje similar a la suba anual que se verificó en 2024 con respecto al año previo. 

Una predicción interesante para 2025, adelantó el consultor de Rystad Energy es que Rincón de los Sauces se consolidará como el segundo hub de producción de petróleo del país, sólo por debajo de Añelo. “Con un barril de crudo tasado por encima de los u$s 70, las empresas están haciendo buenos márgenes. Este es un momento que todo el mundo quiere aprovechar”, señaló Díaz, quien también vaticinó mejoras en materia de productividad y eficiencia a nivel local.

Díaz: “Habrá que sumar áreas, nivel de actividad, equipos y gente. Las operadoras ya se vienen preparando para eso. La tendencia será creciente, pero no se dará un salto disruptivo en las inversiones. El cambio de juego recién lo implicará VMOS”

Boom no convencional

No debe olvidarse, en palabras de Arceo, que la Argentina viene de registrar significativos aumentos de su capacidad de bombeo en años signados por las dificultades macroeconómicas y cambiarias. “Del piso de producción de 498.000 barriles diarios en 2017 pasamos a los 772.000 barriles del año pasado, consiguiendo un alza de un 55% en dicho lapso, gracias al impulso de los recursos no convencionales”, cuantificó el experto, para quien la oferta de crudo a fines de 2025 podría llegar a un promedio de 820.000 barriles por día, augurando una superación del récord de 1998 hacia el cierre de 2026. 

Arceo: “Es cierto que la flamante expansión de Oldelval le da aire a la Cuenca Neuquina, pero esta nueva capacidad se saturará a fines de 2026 o en algún momento de 2027. Se necesita sí o sí de VMOS para garantizar el transporte de crudo en lo que resta de la década”

Salida del cepo

De todos modos, apuntó el director de Economía y Energía, el ingreso masivo de Inversiones Extranjeras Directas (IED) a la Argentina sólo será posible mediante la salida del cepo cambiario. “Esa posibilidad hoy representa una incógnita”, cuestionó. Para Díaz, la respuesta a dicho problema la brindará justamente el sector energético, convertido en el principal captador de divisas del país. “Las exportaciones de petróleo y gas natural licuado (GNL) traerán los dólares necesarios para que el cepo no haga falta. La Argentina depende de Vaca Muerta y viceversa”, definió.

Arceo: “En un escenario conservador que sólo contemple el proyecto de GNL anunciado por Golar, el superávit comercial del sector energético -que cerró 2024 en u$s 5.600 millones- debería oscilar en torno a los u$s 25.000 millones hacia fines de esta década, con un nivel de exportaciones cercano a los u$s 28.000 millones”

Díaz: “Esa cifra es la mitad de lo que hoy representa todo el complejo agroexportador. Antes de 2030 la Argentina podría superar el millón de barriles equivalentes y convertirse en el segundo productor de Latinoamérica, por encima de México y Venezuela”

Normalización eléctrica

Todavía faltan variables por definirse para que pueda trazarse un diagnóstico certero sobre la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) emprendida por el Gobierno nacional. Así lo sostuvo Arceo, quien calificó a la actual reforma como “una desregulación parcial del sector”, la cual está en gran medida condicionada por el contexto. De acuerdo con Díaz, la desregulación debería acompañar la capacidad de pago del usuario final, que es el que -en definitiva- apalancará la rentabilidad de toda la cadena. 

Arceo: “Este proceso recibe una crítica hacia la derecha y otra hacia la izquierda. La primera es que no desregula lo suficiente, sino que se limita al Mercado a Término. La segunda cuestiona por qué liberalizar una parte y darles renta a los generadores si nadie garantiza que van a aumentar los niveles de inversión en generación y transporte de gas natural”

Díaz: “No hay dudas de que avanzar con la desregulación del mercado eléctrico implica un proceso sumamente complejo, que apunta a corregir la acumulación de múltiples errores durante largos años”

Lejos de agotarse, la charla entre ambos especialistas hizo foco en los instrumentos con los que cuenta el Estado para acompañar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera, la agenda del rubro offshore y los precios mínimos del gas natural exportable, entre otros puntos. Los invitamos a conocer cómo prosiguió el debate a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

Autoridades de las Fuerzas Armadas visitaron el Complejo Nuclear Atucha este jueves, en el marco de un ejercicio de entrenamiento llevado a cabo con el objetivo de fortalecer la coordinación interinstitucional ante eventuales situaciones de emergencia. La visita estuvo encabezada por el Brigadier General Xavier Julián Isaac, jefe del Estado Mayor Conjunto de las Fuerzas Armadas, y fue recibida por el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Alberto Lamagna.

Además, participaron los jefes de todas las Fuerzas Armadas, autoridades técnicas de la empresa y representantes del Ministerio de Defensa, quienes recorrieron las instalaciones. En este contexto, se subrayó la importancia del trabajo articulado para garantizar la máxima protección de infraestructuras estratégicas para el país.

La visita

El ejercicio, que se desarrolló a lo largo de toda la semana, implicó el despliegue de unidades militares, vehículos y personal uniformado en la zona, con el objetivo de fortalecer y optimizar los protocolos de seguridad y la capacidad de respuesta ante posibles amenazas. Este tipo de operativos permiten evaluar y mejorar la interacción entre las distintas fuerzas, asegurando una respuesta rápida y efectiva en situaciones de emergencia.

“La cooperación y el trabajo en equipo entre las Fuerzas Armadas y las entidades del sector nuclear son fundamentales para garantizar la protección de las instalaciones críticas del país. Estos ejercicios reafirman la importancia de seguir potenciando las estrategias de trabajo, reforzando la prevención y la capacidad operativa para resguardar estos puntos clave para el desarrollo energético nacional”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Milicic participará en el PDAC 2025 como empresa aliada a la Cámara de Comercio Canadá Perú, del 2 al 5 de marzo en Toronto. La jornada, considerada como el principal evento de exploración minera del mundo, ofrece una plataforma clave para el intercambio de conocimientos y la generación de nuevas oportunidades comerciales.

“En esta nueva edición, Milicic continuará estrechando relaciones con los líderes de la industria minera y avanzando en proyectos de innovación en el sector. Cuatro años de crecimiento y compromiso con el desarrollo en Perú Este 2025 también marca el cuarto año de Milicic en Perú, un período de crecimiento y consolidación en el país”, destacaron desde la firma.

Actividad

Desde su llegada, la empresa ha liderado importantes proyectos de infraestructura, mientras se posiciona para incursionar en el sector minero peruano.

“A lo largo de estos cuatro años, Milicic ha consolidado su presencia en Perú, contribuyendo al desarrollo del país con proyectos de alto impacto, y manteniendo su compromiso de construir confianza en cada uno de sus emprendimientos. Continuamos trabajando para concretar nuestro primer proyecto en la minería que es nuestro próximo hito por alcanzar”, señaló Gustavo Mas, gerente Comercial de Milicic.

Entre los proyectos que Milicic lleva a cabo en Perú se encuentra la “Protección frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal” para el consorcio Besalco Stracon, parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios del gobierno peruano.

Este proyecto tiene como objetivo mitigar los daños causados por el fenómeno de “El Niño Costero” y proteger la infraestructura de la región. Además, la empresa ejecuta el proyecto “Defensas Ribereñas del Río Zaña” en el departamento de Lambayeque, en colaboración con el consorcio Rovella Inmac. Este desafío busca proteger los márgenes del río Zaña de los efectos de la erosión e inundaciones, beneficiando directamente a las comunidades de Zaña y Lagunas.

“Con foco desde los inicios en las construcciones viales, civiles e industriales, Milicic expandió sus actividades en sus más de 50 años de experiencia hacia proyectos privados de infraestructura, electromecánicos, de higiene urbana y a sectores estratégicos como energía, minería, petróleo y gas. Más de 800 obras demuestran la confianza de sus clientes y el compromiso por acompañar a los principales sectores productivos que marcan el crecimiento de cada región”, finalizaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

En el marco de un proceso de crecimiento, como complemento de su integración en el sector, el Grupo Kalpa concretó la importación de combustible premium que servirá para abastecer al sector industrial -en sus distintas vertientes- y llegará al mercado para el público en general.

Estrategia regional

Este es el primer paso de un acuerdo internacional que firmó Kalpa para sus empresas RefiPampa, la refinería ubicada en 25 de Mayo, La Pampa; Fox Energía Pura, la otra refinería que el grupo tiene en Senillosa, Neuquén; y Voy con Energía, la red de estaciones de servicio que ya cuenta con casi 60 bocas en todo el país).

En ese sentido, el primer barco que arribó a la Argentina contenía gas oil de bajo azufre (EURO), procedente de Estados Unidos. En la planificación estratégica del grupo está la intención de desarrollar y expandir su actividad en la región, apuntando principalmente a Uruguay, Bolivia, Paraguay y el sur de Brasil.

Industrias

Tanto la industria minera, petrolera como pesquera, podrán nutrirse de un producto de calidad para proveer al mercado. Del mismo modo, llegará a cada una de las estaciones de servicio de Voy con Energía y, en consecuencia, a la comunidad en general.

“Esto es una muestra de la expansión constante del Grupo Kalpa que genera una gran inversión con el propósito de abastecer a la Industria del país, sectores que conforman el principal motor para impulsar la economía argentina. Además, tiene como consecuencia que las personas logren adquirir combustible premium a un bajo costo”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Clear Petroleum, la empresa que brinda servicios a la industria petrolera en la Cuenca del Golfo San Jorge, avanzó en la consolidación de su Programa de Compliance, incorporando herramientas y estructuras con el objetivo de consolidar su cultura organizacional y garantizar negocios transparentes a largo plazo.

Como parte de esta estrategia, la compañía actualizó su Código de Ética y Conducta, un documento esencial que refleja sus valores y principios.

Además, se confeccionó una Matriz de Riesgos, una herramienta clave para identificar, evaluar y mitigar riesgos específicos de la industria. “Esto proporcionará una base sólida para la toma de decisiones y el fortalecimiento del Programa de Compliance”, destacaron desde la compañía.

Iniciativas

Para reforzar la adhesión a estos estándares, Clear Petroleum lanzó una Línea Ética, un canal de denuncia confidencial, anónimo y libre de represalias para quienes lo utilicen de buena fe. Este canal es gestionado por un tercero independiente de primer nivel internacional, garantizando un proceso imparcial y seguro.

Además, la empresa llevó adelante un programa de capacitación integral, con jornadas presenciales en Comodoro Rivadavia y Buenos Aires, entre otros sitios, asegurando que todo su personal comprenda y aplique los principios éticos en su labor diaria. Adicionalmente, se formalizó la creación de un Comité de Ética, con un reglamento que regula su funcionamiento, así como una adecuada investigación y gestión de denuncias.

“El compromiso de la alta dirección es crucial para el éxito de dicho sistema. Los líderes deben no solo propugnar las normas, sino ser ejemplos a seguir en su cumplimiento, estableciendo así un nivel de credibilidad que fomente la adherencia a dichas políticas por parte de todos los empleados”, afirmó el Presidente de la organización.

A su vez, la empresa se inscribió en el Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE), reafirmando su alineación con los estándares promovidos por el gobierno en esta materia.

“Este es un camino de mejora continua, y Clear Petroleum seguirá avanzando con nuevas acciones. Entre ellas, se encuentra la capacitación constante del personal, la difusión de los aspectos clave del programa, y la extensión del compromiso ético a toda su cadena de valor. La compañía continúa fortaleciendo su cultura de integridad con iniciativas que promuevan la transparencia, la responsabilidad y el cumplimiento en cada nivel de la organización. Clear Petroleum reafirma su convicción de que la ética no es solo un concepto, sino un pilar esencial en la construcción de relaciones de confianza con sus colaboradores, socios comerciales y la comunidad”, destacaron.

, Redaccion EconoJournal

YPF Digital (YDI), la sociedad que gestiona y potencia los activos digitales de YPF, se encuentra trabajando para transformar la APP de la compañía en la primera billetera digital de una empresa de energía del país.

A partir de abril los clientes de YPF podrán utilizar la aplicación, en forma gradual, como medio de pago para servicios dentro del ecosistema de la movilidad, precisaron desde la empresa. 

YDI obtuvo la autorización del BCRA para poder prestar servicios de proveedor de Pago (PSP) y hoy se encuentra desarrollando distintas funcionalidades para poner a disposición de sus clientes a lo largo de todo el año.

Guillermo Garat, presidente de YDI, aseguró que: «Desde YDI estamos listos para transformarnos en una billetera digital. La APP de YPF siempre lideró el mercado de la digitalización de la experiencia de nuestros consumidores. Ahora, con esta novedad nos volvemos a ubicar a la vanguardia de la tecnología para el mundo de la movilidad”. 

APP YPF

«La APP de YPF sale a competir en un mercado desafiante como es el de las billeteras digitales. Hoy la aplicación se consolidó como el aliado de los consumidores en la movilidad del país», aseveraron desde la firma.

En diciembre 2024, se registraron 420 pagos por minuto en horarios pico. Esto representa 5,7 millones de operaciones y más de 4,5 millones de socios activos, quienes, a lo largo de 2024, realizaron más de 60 millones de visitas a estaciones y canjearon 20 millones de beneficios que ofreció la aplicación, disponible para dispositivos iOS y Android, informaron.

«La evolución natural es que la APP de YPF amplie sus servicios y expanda su ecosistema digital. Con esa visión, desde hace dos años, YPF viene dando pasos concretos materializados en la creación de YPF Digital como empresa que busca gestionar y potenciar los activos digitales de la compañía», destacaron. 

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) realizó este jueves una audiencia pública para determinar las nuevas facturas eléctricas que estarán vigentes a partir de abril como parte del proceso de Revisión Tarifaria de Distribución para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La distribuidora Edenor solicitó un aumento en el Valor Agregado de Distribución (VAD) de 20%, que tiene un impacto en la tarifa final de alrededor de 8%, y un ajuste mensual según cómo vaya evolucionando la inflación.

Si bien manifestó la necesidad de una recomposición, Edesur no precisó un porcentaje específico de aumento. De todos modos, la distribuidora solicitó una simplificación en la escala tarifaria para que la pequeña demanda pase de seis a dos categorías y, para las grandes demandas, que “se mantengan los cargos, pero que se incremente el valor de los recargos por exceso de potencia”.

La recomposición en el VAD, que es el margen que tienen las compañías distribuidoras, se cuotificaría durante 2025. En rigor, el ENRE definirá cuál será el aumento total para el segmento de distribución y en cuántos meses se distribuirá. La audiencia para la Revisión Quinquenal de Tarifas de Distribución de Energía Eléctrica estuvo a cargo de Osvaldo Rolando, interventor del ente regulador.

En enero, el ente modificó los parámetros para medir la calidad del servicio para que las distribuidoras del AMBA, que comercializan en conjunto el 40% de la energía del país, tengan que reducir en un 50% la cantidad y duración de los cortes de electricidad y -además- redujo la tasa de rentabilidad.

El subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, que participó de la audiencia, remarcó la necesidad de “revisar las solicitudes de las empresas sin olvidar las de los usuarios” y “volver la mirada a la centralidad del rol del Estado en el desarrollo de la infraestructura eléctrica y en los compromisos de inversiones que llevaron adelante las empresas”.

El funcionario subrayó su posición frente al pedido de recomposición de tarifas por parte de las distribuidoras “como una condición para optimizar el mantenimiento y la ampliación de la red eléctrica. Tenemos claros ejemplos en la provincia, como entre 2015-2019, en el que hubo un importante aumento que no se correspondió con un mejor servicio. Las tarifas altas no garantizan inversiones”. Por último, Ghioni reclamó la necesidad de “implementar un ente tripartito entre el Estado nacional, provincial y de la Ciudad de Buenos Aires”.

Pedido de distribuidoras

Según explicó Guido Hernández, representante de Edenor en la audiencia, el 80% de los usuarios pagará en promedio una factura mensual de $ 29.544, lo que implica una suba de $ 9.624.

En marzo se publicarán en el Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios, según indica el cronograma oficial del ente regulador, y los nuevos aumentos regirán a partir de abril. Además, se sumará también el incremento que defina el ENRE sobre la tarifa de transporte eléctrico, que podría ser de 2%, según solicitó en audiencia pública Transener, la principal empresa de transmisión del país.

Una de las incógnitas es cómo será la cuotificación del VAD que definirá finalmente el ENRE, sobre todo teniendo en cuenta que este es un año electoral y el gobierno quiere evitar que las tarifas presionen al alza a los precios.  El ajuste por inflación se hará en base en base a una fórmula polinómica que contemple el Índice de Precios al Consumidor (IPC) y el índice de precios mayoristas (IPIM) y la evolución de los salarios que determine el INDEC.

Las facturas eléctricas en el AMBA están compuestas en un 30% por los segmentos de distribución, en un 44% por la generación y 2% por el transporte eléctrico. Además, los impuestos tienen una incidencia del 24% en las boletas.

Inversiones y calidad de servicio

Edesur anunció inversiones por $ 746.000 millones (US$ 700 millones) hasta fines de 2029, que incluye la ampliación y renovación de redes y subestaciones. En tanto, Edenor, que en los últimos años viene invirtiendo US$ 200 millones anuales, estima que en el nuevo plan de inversiones para el próximo quinquenio demandará alrededor de US$ 1.200 millones.

Edenor planea construir tres subestaciones en los próximos tres años con una inversión de US$ 80 millones cada una. Las subestaciones estarán en Hurlingham, General Rodríguez y San Isidro.  

Desde la distribuidora también señalaron a EconoJournal que mejoraron los parámetros de la calidad de servicio. “En cantidad de cortes, pasamos de 9 cortes anuales por usuario en 2017 a 3,5 cortes en 2024. En duración, de 27,6 horas de cortes por usuario por año a 8,5 horas en 2024. Lo que el ENRE exige para 2029, nosotros ya lo estamos cumpliendo ahora”, indicaron.

, Roberto Bellato

MENDOZA (enviado especial). – Genneia inauguró este jueves su primer parque solar en la provincia de Mendoza. El parque Malargüe I forma parte de un plan de inversiones en proyectos fotovoltaicos anunciado para la provincia cuyana por US$ 400 millones. Con estos proyectos, Genneia incrementará su liderazgo en energías renovables en la Argentina, alcanzando un portfolio de 1,5 GW de potencia instalada de renovables.

La principal compañía generadora de energía eólica y fotovoltaica del país celebró el acto de inauguración en el predio del parque solar, ubicado a poca distancia del ingreso a la ciudad de Malargüe. Se trata de su primer proyecto fotovoltaico en Mendoza y el cuarto a nivel nacional.

Del evento participaron el equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa.

Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Alfredo Cornejo, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, así como los intendentes de Malargüe y San Rafael, Celso Jaque y Omar Félix, respectivamente. El vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella también estuvo presente junto a otras autoridades nacionales.

Más inversiones en Mendoza

Los directivos de Genneia y Brito anunciaron que la empresa estará invirtiendo un total de 400 millones de dólares hasta el 2026 en Mendoza, entre Malargüe I y otros dos proyectos fotovoltaicos más en esa provincia.

Genneia desarrollará un nuevo parque solar en San Rafael, con una capacidad de 150 MW y una inversión de US$ 150 millones. Este proyecto se sumará al Parque Solar Anchoris de 180 MW que se esta construyendo en Luján de Cuyo y que se prevé en operación para fines de este año.

“Estamos orgullosos de inaugurar este nuevo parque aquí en Malargüe, confirmando la vocación de crecimiento de Genneia. Estamos invirtiendo 400 millones de dólares en Mendoza para la construcción de 3 parques solares, sumando 420 MW de capacidad instalada al sistema. Y en 2026 habremos superado los 1400 millones de dólares en capacidad instalada renovable, con 8 parques eólicos y 6 solares en operación en 5 provincias. La minería será uno de nuestros principales clientes, y en ese camino acompañamos a Mendoza, otras provincias y a la Argentina en su objetivo de una transición energética que impulse su desarrollo”, expresó Brito.

Parque solar Malargüe I

Con una potencia de 90 MW, Malargüe I se destaca como el parque solar más moderno de la empresa.

«Este es el primer parque de escala en Mendoza, sabemos que hay una historia de mucho esfuerzo para poder llevar proyectos solares a una provincia que tiene los recursos. Creo que se encontró una conjunción entre los recursos naturales de Malargüe, el clima de negocios de la provincia que es admirable y la posibilidad de tener el compromiso que genera emprendiendo estas inversiones» dijo Andrews.

La instalación abarca 312 hectáreas e incorpora más de 160.000 paneles solares distribuidos en 2756 filas. Los paneles son bifaciales de última generación, capaces de captar energía tanto de la radiación directa como la reflejada en el suelo, optimizando así su eficiencia hasta en un 10% adicional. El factor de carga del parque asciende a 29%. Los paneles son de Trina y los inversores son de Huawei.

Como detalle adicional, los módulos que sostienen los paneles están montados sobre seguidores solares, que ajustan su posición según el recorrido del sol para maximizar la producción energética. También tienen la capacidad para ajustar su grado de inclinación para minimizar el impacto de eventos meteorológicos. Por ejemplo, se pueden poner en posición vertical para evitar el granizo o la acumulación de nieve.

La construcción de Malargüe I demandó una inversión superior a los US$ 90 millones y generó 280 empleos indirectos en su pico de construcción.

«Le pusimos Malargüe I porque pensamos que debería haber muchos más a futuro. Hay un tema de conectividad, con lo cual, seguramente a medida que se pueda ampliar la transmisión, tenemos la financiación y la dinámica para poder generar la demanda y tenemos el recurso», manifestó Brito en diálogo con los medios presentes sobre la posibilidad de ampliar el parque en el futuro.

Liderazgo en renovables

Con estas inversiones por US$ 400 millones en la provincia cuyana, Genneia sumará 420 MW y reforzará su liderazgo en generación con renovables en el país. La empresa llegará a 1584 MW instalados de energía eólica y solar en 2026.

Genneia ahora posee 1619 MW de potencia instalada en el país tras la puesta en operación de Malargüe I. Unos 1254 MW corresponden a parques eólicos y solares. Los restantes 365 MW corresponden a las centrales termoeléctricas Bragado (Buenos Aires) y Cruz Alta (Tucumán).

El objetivo de la empresa es llegar a ser un generador pure play de renovables para el 2030. Genneia representa actualmente el 20% de la generación con energías renovables del país, si se excluye a las grandes represas hidroeléctricas.

Genneia ha logrado obtener financiamiento en el mercado exitosamente a lo largo de sucesivas emisiones de Obligaciones Negociables (ON). De hecho, la compañía fechó para este jueves 27 el lanzamiento de su 16ª Obligación Negociable Verde, con un monto inicial de hasta US$ 20 millones, ampliable hasta US$ 60 millones.

, Nicolás Deza

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, reportó a los mercados los principales resultados obtenidos durante 2024. La empresa alcanzó una producción total de 85.276 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d) durante el cuarto trimestre de 2024, lo que representó un aumento interanual del 51 por ciento.

En 2024, la producción total de la compañía registró un incremento del 36% con respecto al año anterior, con 69.660 boe/d. Además, la firma alcanzó una inversión de más de 1.200 millones en Vaca Muerta y pudo poner en producción 50 pozos nuevos.

Respecto al crudo, Vista informó que la producción de petróleo durante el cuarto trimestre del año pasado alcanzó los 73.491 bbl/d, lo que significó una suba interanual del 52 por ciento.

Equipamiento

La compañía que preside Miguel Galuccio se aseguró la incorporación de un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura que ya están en funcionamiento, según precisaron a través de un comunicado y que le permitirán lograr los objetivos fijados para 2025.

Las reservas probadas totales al 31 de diciembre de 2024 ascendieron a 375,2 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), lo que implicó una suba del 18% en comparación con los 318,5 MMboe al 31 de diciembre de 2023. El índice de reemplazo fue del 323 por ciento.

La compañía exportó 10,6 millones de barriles, lo que significó un aumento interanual del 29% y un 49% del volumen de ventas de petróleo. Sus ingresos alcanzaron los US$ 1.647,8 millones, un incremento del 41% en comparación con los US$ 1.168,8 millones registrados en 2023, lo que estuvo impulsado por el crecimiento de la producción de petróleo.

El lifting cost fue de US$ 4,6 por boe, por debajo de los US$ 5,1 por boe registrados en 2023. A su vez, el EBITDA ajustado para 2024 fue de US$ 1.092,4 millones, lo que resultó en un margen del 65% y un aumento del 25% respecto a los US$ 870,7 millones obtenidos en 2023. En 2024, la compañía registró un flujo de caja libre negativo de US$ 92,9 millones.

Resultados del cuarto trimestre de 2024

Los ingresos totales en el cuarto trimestre de 2024 ascendieron a US$ 471,3 millones, un aumento interanual del 52% y un 2% por encima del tercer trimestre del 2024. Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas fueron de US$ 246,7 millones, representando el 55% de los ingresos netos totales, según informaron.

El lifting cost fue de US$ 4,7 por boe, lo que representó un incremento del 8% en comparación con el cuarto trimestre de 2023. Mientras que el EBITDA ajustado para el cuarto trimestre de 2024 fue de US$ 273,3 millones, lo que implicó una disminución interanual del 5%. La inversión en el periodo totalizó los US$ 340,1 millones. La compañía registró un flujo de caja libre positivo de US$ 57,1 millones.

, Redaccion EconoJournal

El Ministerio de Economía delegó en la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, el proceso de licitación para las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM, ex Gasoducto Néstor Kirchner), que permitirá aumentar la capacidad de transporte de gas de Vaca Muerta. Lo hizo mediante la Resolución 169 publicada este miércoles en el Boletín Oficial. De este modo, dio un paso más en el proceso licitatorio que deberá impulsar la cartera energética y que -en los hechos- estará a cargo de Energía Argentina S.A. (Enarsa).

Se trata del proyecto presentado en junio del año pasado por la transportista co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, para ampliar la capacidad de transporte de gas natural del ducto en 14 millones de metros cúbicos por día adicionales (MMm3/d). Pero en la resolución también se contempla la opción al adjudicatario de un volumen opcional de 6 MMm3/d. Se estima que demandará una inversión de US$ 700 millones. La operación del gasoducto quedará a cargo del ganador de la compulsa.

El proyecto de TGS fue declarado de interés público nacional y pocos días después la transportista presentó la adhesión formal al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Ahora la cartera de Tettamanti deberá realizar el llamado a licitación formal para que se presenten otros competidores interesados en el proyecto. La Secretaría de Energía también “supervisará el proceso licitatorio, y aprobará la adjudicación de la contratación”, según aclara la resolución firmada por el ministro de Economía, Luis Caputo.

Licitación

En el segundo artículo se encomienda a Enarsa a realizar el procedimiento de licitación pública “destinado a la contratación de la ampliación de la capacidad de transporte del Tramo I del GPM, con el fin de ejecutar las obras que permitan incrementar su capacidad de transporte”.

La licitación pública será nacional e internacional y deberá aclarar que “la operación y el mantenimiento del GPM y sus instalaciones complementarias estarán a cargo de quien resulte adjudicatario de la ampliación de la capacidad de transporte”.

El artículo 3 de la resolución de Hacienda prevé que Enarsa ceda la capacidad de transporte del duco al ganador de la licitación. Pero también estima que Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y también la encargada del despacho eléctrico del país, renunciará a “ejercer cualquier prioridad respecto de toda nueva capacidad resultante de la ampliación” del ducto, que en la actualidad la empresa predispone para abastecer a las centrales térmicas.

Obras

El proyecto de TGS busca que los volúmenes incrementales y adicionales que permita transportar el GPM lleguen al nodo Litoral en el invierno de 2026. Permitirá sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y gasoil con producción de Vaca Muerta.

El plan de la transportista está dividido en dos tramos con marcos regulatorios distintos. Por un lado, se prevé una obra de US$ 500 millones en el tramo Tratayén – Salliqueló bajo la Ley de Hidrocarburos que incluye tres nuevas plantas compresoras.

Por otro lado, en el sistema regulado que opera TGS, se estima una inversión de US$ 200 millones para la construcción de 20 kilómetros de loops de cañería y una planta de compresión en el Gasoducto Neuba II, que permitirá que llegue el gas al Gran Buenos Aires y el Litoral.

, Roberto Bellato

El presidente de Chile Gabriel Boric declaró el estado de excepción y un toque de queda en las regiones del país que continúan sin servicio eléctrico debido a un apagón masivo que lleva más de cinco horas sin solución. El corte afecta a prácticamente toda la población del país trasandino. Todo indica que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el ente operador de la red nacional de Chile, esta teniendo dificultades para realizar un arranque en negro del sistema de generación eléctrica, un procedimiento indispensable para la recuperación de la red tras un colapso en el parque generador.

La ministra de Interior de Chile, Carolina Tohá, anunció al atardecer del martes que el presidente Boric decretó un estado de excepción e impuso un toque de queda desde las 22:00 hasta las 06:00 del miércoles en las 14 regiones que se ubican entre Arica y Los Lagos. Esto abarca a casi 20 millones de habitantes, o el 98% de la población chilena.

«Se ha comenzado la tramitación que requiere esta declaración y ya esta en su última fase para hacerla efectiva de manera inmediata. Se ha estado preparando los despliegues de las fuerzas que se van a instalar en las distintas regiones con el objeto de garantizar la seguridad de las personas ante la posibilidad de que el corte se extienda durante la noche», dijo Tohá.

Una preocupación central es la falla en las comunicaciones producto del agotamiento de las baterías en las antenas de telefonía celular tras varias horas sin recibir energía. «La demora en la reposición del servicio eléctrico hace que muchos de estos sistemas vayan llegando ya a la hora de autonomía y puedan tener fallas», añadió.

El Coordinador Eléctrico Nacional reportó que a las 15:16 horas se produjo una interrupción del suministro eléctrico desde Arica hasta la región de Los Lagos, provocado por una desconexión del sistema de transmisión de 500 kV en el Norte Chico. Previo a la desconexión, el Sistema Eléctrico Nacional operaba en forma normal, suministrando una demanda de aproximadamente 11.000 MW.

La desconexión se produjo en la línea Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar 2×500 kV, entre Vallenar y Coquimbo. Este incidente provocó la desconexión de ambos circuitos de la línea de transmisión Cardones – Polpaico 2×500 kV, generando posteriormente un corte masivo en el sistema eléctrico nacional. El operador no pudo determinar aún qué provocó las fallas en las líneas de transmisión.

Dificultades para ejecutar un arranque en negro

El problema detrás de la explicación brindada por el CEN es que un evento de estas características (la salida de servicio de todo el parque generador) en un sistema interconectado no puede ser disparado simplemente por la caída de líneas sino por fallas en los automatismos que intervienen para evitar fluctuaciones peligrosas en la frecuencia de la red ante un problema de ese tipo. A esto se suma la extrema lentitud del operador para ejecutar un procedimiento de arranque en negro.

Los sistemas de transporte eléctrico cuentan con sistemas de relés que se accionan habilitando o impidiendo el paso de la energía ante alguna falla, como puede ser la caída de una línea de transmisión, para acomodar la demanda con la oferta eléctrica y así evitar fluctuaciones violentas en la frecuencia de red. La línea Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar transportaba 1800 MW al momento de su desconexión, es decir, un 16% de la demanda nacional en el instante anterior al corte general.

Pero el sistema evidentemente falló a la hora de encapsular el problema (recortar generación o demanda para mantener la frecuencia de red) y el parque generador se detuvo, provocando la falta general de suministro eléctrico. Ante un evento como este en un sistema interconectado, se ejecuta un procedimiento de arranque en negro de la red, que consiste en utilizar unidades generadoras puntuales para energizar segmentos de la red y así ir a un restablecimiento del suministro.

Como ejemplo de esto, basta rememorar el apagón nacional del día del padre en Argentina en 2019. A las pocas horas del colapso del parque generador se comenzó a energizar la red con energía de la represa de Salto Grande, recuperándose entre el 30 y el 40% del suministro nacional eléctrico a las seis horas del comienzo del evento.

En cambio, la demora en Chile para normalizar el servicio y la reacción del gobierno con la declaración del estado de excepción indican que hay problemas para ejecutar un arranque en negro.

, Nicolás Deza

Fundada hace apenas cinco años, Sur Servicios Digitales (SSD) nació como una proveedora de servicios de comunicaciones dedicada a un rubro muy distinto al petrolero: el comercial. La pandemia, los nuevos hábitos de consumo adoptados por las empresas y el gran crecimiento experimentado por la industria energética provocaron un cambio en la dirección de la firma hacia un segmento más exigente, demandante y desafiante para sus directivos.

Oriunda de la ciudad de Neuquén, corazón de la actividad hidrocarburífera argentina que también constituye su centro de atención al país y al mundo, SSD se ha convertido en una compañía emprendedora, con una visión joven y una interesante capacidad técnica y operativa, que tiene como objetivo la excelencia y asume el reto de afianzarse en un sector tan competitivo como el energético.

La misión principal de SSD, al participar activamente de un rubro tan sensible para la industria, estriba en ofrecer tecnología de punta que signifique soluciones durables y confiables para asegurar la satisfacción total de sus clientes, según precisaron desde la compañía. «Esta vocación innovadora ha permitido una rápida expansión de la empresa, que en poco tiempo logró ganarse un lugar y consolidar su presencia en un mercado donde intervienen jugadores de gran trayectoria y renombre», remarcaron.

Desde la empresa indicaron que buena parte del crecimiento de la firma se debe al recurso humano con el que cuenta: técnicos, administrativos y jefes con amplia experiencia en el rubro. Desde SSD remarcan que la capacitación constante y el foco puesto en la persona constituyen verdaderas prioridades para la organización. En el siglo XXI resulta imposible pensar en el éxito de una empresa sin integrar al recurso humano dentro de su fórmula. La suma de intangibles opaca cualquier recurso tangible que se pueda adquirir, señalan.

Gestión integral

Las soluciones de video vigilancia, comunicaciones, cableado estructurado y redes de datos que proporciona SSD se complementan de moda eficiente con una gestión integral en materia de seguridad e higiene para que cada intervención hecha in situ se lleve adelante de manera 100% profesional.

En el ámbito de las radiocomunicaciones, la firma ofrece enlaces de voz VHF/UHF, enlaces de datos P1P/PIMP, radios TETRA, amplificadores para telefonía celular 30 y 4G, radio-bases y handys, antenas, montaje y mantenimiento de enlaces, y estructuras para telecomunicaciones.

Adicionalmente, SSD sobresale en la comercialización, la instalación y el mantenimiento de repetidoras VHF, cámaras de seguridad, equipos de networking, cableado estructurado de redes y servicios de Internet satelital, entre otras soluciones.

, Redaccion EconoJournal

La compañía generadora Ambar Energía pondrá a la central térmica de Uruguaiana y a otras plantas de su portfolio a competir en la licitación de potencia en reserva que el gobierno del Brasil celebrará en junio. Ambar, una empresa del grupo J&F, el conglomerado privado más grande de Brasil, está en conversaciones con productoras en la Argentina para reactivar el suministro de gas a Uruguaiana. En paralelo, la empresa evalúa ampliaciones de potencia eléctrica en sus plantas generadoras usando gas de Vaca Muerta a través de Bolivia, indicaron desde la empresa ante una consulta de EconoJournal.

Ubicada en Río Grande del Sur, en la frontera que separa a las localidades de Uruguaiana en Brasil y Paso de los Libres en la Argentina, la central se encuentra fuera de servicio desde el inicio de 2022 debido a bajos precios de la energía. En la jerga de la industria, Uruguaiana es una central merchant: vende energía en el mercado spot.

Ambar y otras generadoras del Brasil ahora ven la posibilidad de poner nuevamente en marcha unidades a gas que están ociosas. Las empresas competirán en la Licitación de Capacidad de Reserva 2025 (LRCAP 2025) que tendrá lugar el próximo 27 de junio. El Ministerio de Minas y Energía busca la contratación de potencia despachable adicional para atender el crecimiento de la demanda eléctrica hasta el 2030.

La empresa propiedad de J&F planea competir con Uruguaiana en algunos de los productos (renglones) de la licitación que tienen fechas de inicio de suministro entre 2025 y 2028. La empresa esta cerrando términos de compromiso con productoras en la Argentina para despachar gas a la central en algunos de esos renglones. «Probablemente para el 2028, que es cuando habrá capacidad de transporte disponible en Argentina», indicaron desde Ambar a este medio.

Central Termoeléctrica Uruguaiana

La Central Termoeléctrica Uruguaiana de 640 MW de potencia eléctrica es la mayor central termoeléctrica de la región Sur de Brasil y una de las mayores del país. La planta, vendida por la firma argentina SAESA a Ambar en 2021, fue siempre provista con gas a través del gasoducto del Mercosur. Su consumo de gas para operar a pleno es de 2,8 millones de metros cúbicos diarios.

El porfolio de generación total de Ambar es de 2,5 GW de potencia instalada, de los cuales 1653 MW son a gas natural. «Estamos colocando nuestro parque termoeléctrico para participar de la subasta, y la central Uruguaina obviamente es una de ellas», añadieron desde la empresa.

Ampliaciones de potencia

Las generadoras podrán competir en la subasta de potencia presentando centrales existentes, proyectos greenfield e incluso centrales existentes con proyectos de ampliación de potencia. Ambar Energía esta evaluando ampliaciones en sus centrales con la mirada puesta en el gas argentino.

«Nosotros estamos haciendo proyectos también de ampliaciones y en muchos de ellos vimos que sería posible usar gas argentino en tránsito por Bolivia. Ya cerramos varios términos de compromiso con productores argentinos para suministrar a Cuiabá», señalaron desde Ambar, en referencia a la planta termoeléctrica de 529 MW en Cuiabá, en el estado de Mato Grosso.

J&F, con medio pie en Vaca Muerta

Más allá del negocio de generación en Brasil, el grupo J&F que comandan los hermanos Wesley y Joesley Batista también esta ingresando en el negocio petrolero en Vaca Muerta.

J&F compró la petrolera Fluxus a fines de 2023, que contaba con activos en Bolivia. En paralelo a esa operación, Fluxus había firmado un acuerdo con la petrolera Pluspetrol para adquirir la totalidad de los Bloques 1 y 2 y el Bloque Centro del campo Centenário en Neuquén, además del 33% del campo Ramos en Salta. La provincia de Neuquén aún no convalidó la transferencia de los bloques a Fluxus.

J&F además controla MGas, una empresa comercializadora de gas en Brasil que firmó el año pasado un acuerdo de suministro con Tecpetrol. El brazo petrolero del grupo Techint obtuvo de la Secretaría de Energía una autorización de exportación de gas al Brasil en formato interrumpible para suministrar hasta 1,5 MMm3/día desde Fortín de Piedra para MGas.

, Nicolás Deza

El área energética del gobierno está terminando de definir los lineamientos centrales de un proceso licitatorio que se anunciará en las próximas semanas para construir la línea AMBA I, un conjunto de obras en alta tensión que tienen como objetivo robustecer el sistema de transmisión en Capital y Gran Buenos Aires (GBA). A su vez, mientras Energía define los siguientes pasos de ese proceso, el gobierno realizó este martes la audiencia pública para avanzar en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para el segmento de transporte eléctrico que estarán vigentes para el período 2025-2029.

La instancia pública fue presidida por Osvaldo Rolando, interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), quien aseguró que “la audiencia constituye un nuevo paso hacia la restauración de un servicio eléctrico de calidad consolidado por inversiones competentes en un contexto adverso y condicionado por la emergencia del sector energético que declaró el gobierno nacional”.

A su vez, el funcionario aseveró que “el gobierno entiende que la recomposición de tarifas y subsidios constituye una condición ineludible para desandar un camino signado por la subestimación de los costos reales del mantenimiento, optimización y ampliación de la red eléctrica nacional, situación que derivó en planes de inversión limitados y una prestación ineficiente absolutamente vulnerable a exigencias extraordinarias”.

Tarifas de transporte eléctrico

Pablo Tarca, director general de Transener -la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país- participó de la audiencia y aseguró que del año 2002 al 2024 la demanda creció un 117% mientras que el sistema de transporte creció tan sólo un 54%, lo que llevó a que en la actualidad se encuentre fuertemente saturado.

El ejecutivo de Transener explicó que esta situación “implica mayores costos de mantenimiento por el estrés y las exigencias del equipamiento. Un sistema saturado requiere una tarifa acorde para mantener la disponibilidad de equipos que están en servicio y también las ampliaciones para poder reducir los costos de despacho, abastecer el incremento de la demanda futuro, mantener niveles de seguridad y potenciar los desarrollos productivos”.

Frente a esta situación, Tarca solicitó un ingreso de $249.970 millones anuales, a moneda de diciembre de 2023 para la compañía para poder operar y mantener el 100% de las líneas de alta tensión, estaciones transformadoras y demás sistemas asociados a cargo de Transener.

En ese sentido, detalló que el impacto en la factura final para un usuario catalogado como N1 u agrupado en la categoría R1 y R2 (el 75% de los usuarios residenciales se ubican en dichas categorías) sería de $239 y $855, cuyas tarifas finales se ubican cerca de los $12.000 y $37.000 respectivamente. “La incidencia del incremento en la factura mensual del usuario final correspondiente al transporte sería menos del 2%”, precisó Tarca.

Sistema saturado

El representante de Transener indicó que “el financiamiento del incremento nominal de los gatos corrientes de Transener durante los períodos de emergencia económica implicó limitaciones para el financiamiento de inversiones. Mientras que los costos operativos y los salarios no tuvieron incrementos en términos reales”.

También, advirtió que el 35% de las instalaciones del sistema se encuentran en el fin de su vida útil. “Con los ingresos asignados en los últimos seis años no se han podido realizar el 62% de las inversiones necesarias. La recuperación de las inversiones no realizadas requiere de nueve años de inversiones adicionales a las necesarias durante ese periodo”, puntualizó.

Tarca indicó que los ingresos que la compañía está requiriendo son para la normalización de la tarifa de Transener los que permitirán cubrir los gastos de operación y mantenimiento, inversiones, impuestos y lograr una rentabilidad justa y razonable. También, precisó que la solicitud no contempla las ampliaciones del sistema y solicitó una adecuación por cláusula de ajuste mensual automática.

Frente a la saturación del sistema de transporte, el ministerio de Economía tenía definido avanzar a fines de 2024 con la construcción de AMBA I bajo un esquema de ‘estampillado’ que preveía la creación de un cargo fijo para financiar la construcción de la línea, para que los usuarios financien la construcción de la línea de alta tensión AMBA I, una obra clave que generaría una mejora en todo el sistema.

No obstante, funcionarios del área energética referenciados políticamente en el asesor presidencial Santiago Caputo impugnaron aspectos técnicos de esta iniciativa, por lo que el Ministerio de Economía se vio forzado a reevaluar otros esquemas de financiamiento para concretar la obra a fin de liberar los nodos de transporte que están saturados en el Área Metropolitana de Buenos Aires y el sur del Litoral.

, Loana Tejero

La empresa de energías renovables 360 Energy lanzó una nueva emisión de Obligaciones Negociables, clasificada como Bono Verde, por un monto de hasta US$ 10 millones, ampliable hasta US$ 15 millones, para desarrollar proyectos de energía renovable en la Argentina.

“El resultado de la emisión de la Obligaciones Negociables (ON), que tendrá licitación pública el próximo jueves 27 de febrero, será aplicado por 360Energy para financiar sus proyectos en cartera, como los nuevos parques solares fotovoltaicos en las localidades de Colón, Arrecifes, Realicó, Palomar y Córdoba”, informaron desde la compañía.

Emisión

Desde la empresa precisaron que los instrumentos a licitar, ON Bono Verde Clase 5, han recibido la más alta calificación ambiental en la Argentina, con una certificación BV1 (arg) otorgada por la agencia Fix.

“Este nivel de evaluación refleja el riguroso alineamiento de los proyectos de 360 Energy Solar con los estándares internacionales para bonos verdes, asegurando que los fondos se destinen exclusivamente a iniciativas que contribuyan a la lucha contra el cambio climático”, aseguraron.

El 100% del capital de las Obligaciones Negociables será amortizado en un único pago a ser realizado en la fecha de vencimiento. El período de licitación pública tendrá lugar entre las 10:00 y las 16:00 del 27 de febrero de 2025. Además, la tasa de interés fija a licitar tendrá un vencimiento a 30 meses contados desde la fecha de emisión y liquidación, es decir, el 5 de marzo de 2025.

“La calificación de las ON de 360Energy se encuentra respaldada por su sólida posición competitiva. La compañía es un actor protagónico en el sector de las renovables, con un foco estratégico en la energía solar, y cuenta además con flujo operativo estable basado en contratos dolarizados, de largo plazo, con clientes de primer nivel crediticio, lo cual permite garantizar la generación de flujo de fondos. La calificación crediticia A (arg), también por parte de Fix, subraya la solidez financiera de la compañía y la seguridad para los inversores que buscan estabilidad y rentabilidad en un negocio sostenible”, resaltaron desde la firma.

Inversión

360Energy ha colocado más de 120 millones de dólares en Obligaciones Negociables verdes durante 2022, 2023 y 2024. «Nuestra empresa es pionera en el sector de la energía solar fotovoltaica en el país, y nuestro rol es ser protagonistas de la transición energética de la región”, destacó Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy.

A su vez, el ejecutivo aseveró: “Con este nuevo lanzamiento de las ON, calificadas como Bono Verde avanzaremos en el desarrollo y montaje de nuevos parques solares en la Argentina que contribuirán a consolidar el liderazgo e innovación que distingue a nuestro posicionamiento”.

Esta nueva operación de emisión de las ON se realiza con la coordinación de Banco de Valores S.A., Banco de Servicios y Transacciones S.A., Banco de Galicia y Buenos Aires S.A., y Banco BBVA Argentina S.A.

Por su parte, el pool de colocadores está conformado por Banco Comafi S.A., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., PP Inversiones S.A., Industrial Valores S.A., Allaria S.A., Banco Patagonia S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Adcap Securities Argentina S.A., Deal S.A., Banco CMF S.A., e Invertir en Bolsa S.A.

Actividad

360Energy en la actualidad opera 12 parques solares fotovoltaicos en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca, con una potencia instalada total de 250 MW. Además de proveer energía renovable al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través de contratos con CAMMESA, 360Energy abastece de energía renovable a empresas líderes mediante contratos PPA en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), a clientes como Danone, Coto, John Deere, Bridgestone, Dow, Acerbrag, Smurfit Westrock, Holcim Argentina y Stellantis.

A su vez, la empresafue pionera en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía (BESS) asociado a un parque solar a gran escala, ubicado en Cañada Honda en la provincia de San Juan y fue la primera empresa en Argentina en utilizar paneles solares bifaciales.

Alianzas estratégicas internacionales

En 2023, el Grupo Stellantis adquirió el 49,5% del paquete accionario de 360Energy, lo cual permitió a la sociedad potenciar su crecimiento hacia nuevos mercados internacionales. Esta alianza estratégica facilitó el acompañamiento en el plan global de descarbonización y autonomía energética de Stellantis, bajo su estrategia «Dare Forward», que busca alcanzar la neutralidad de carbono (net zero) en 2038.

“Al momento, 360Energy trabaja en más de 15 proyectos solares y de almacenamiento de energía (BESS) en América del Sur, América del Norte y Europa. La proyección de crecimiento le permitirá cuadruplicar su potencia instalada en los próximos cinco años”, finalizaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

Hayden Davis, co-creador de la criptomoneda $Libra cuya lanzamiento derivó en una estafa millonaria que salpica a la gestión de Javier Milei, viajó en noviembre a Neuquén acompañado de Glenn Heard, un empresario vinculado a Donald Trump y a quien presentaba como su tío. El 14 de noviembre del año pasado Heard y Davis partieron rumbo a Neuquén, luego a Salta y finalizaron su raid en Asunción, la capital de Paraguay, tras encabezar reuniones con empresarios argentinos.

La misteriosa gira fue previo al lanzamiento de $LIBRA, que terminó en un escándalo luego de que más de 44 mil personas perdieran el dinero que habían invertido en la memecoin impulsada por David, CEO de Kielser Ventures, y Julian Peh, CEO de KIP Protocol y también implicado en la maniobra que es investigada por la Justicia tanto en la Argentina como en EE.UU.

EconoJournal accedió de forma exclusiva a información que da cuenta que Hayden Davis arribó al aeropuerto Presidente Perón de Neuquén en un avión alquilado modelo Hawker 800XP de matrícula LV-BBG que había despegado en San Fernando. Lo hizo junto a Arturo Osete Herraiz, de nacionalidad española y los norteamericanos Glenn Brooks Heard y Faisal Hassan Ahmed. Además, lo acompañaron el argentino Leandro Martín Aranda y su hermano Marcelo Gastón Aranda. La comitiva buscaba explorar un negocio ligado a Vaca Muerta.

“Representante de Trump”

En noviembre Glenn Heard mantuvo varias reuniones con empresarios argentinos en Buenos Aires. En ese momento, se habría presentado ante el empresariado local como “representante y amigo de Trump”, vínculo que estaría también relacionado con Heard Concrete Construction Corp, una constructora de Heard que se consolidó como contratista del gobierno estadounidense.

Fuentes consultadas por este medio indicaron que Milei se interesó en Hayden Davis cuando supo del supuesto parentesco con Glenn Heard, quien sería medio hermano de su padre Tom Davis. Tanto Hayden Davis como Heard estuvieron en Argentina en noviembre, el 14 viajaron a Neuquén, el 16 rumbo a Salta en el mismo avión y el 17 siguieron hacia Asunción de Paraguay. Según publicó La Nación, el 21 de noviembre Hayden Davis ingresó a la Casa Rosada acompañado por Mauricio Novelli, fundador de la empresa Forum Tech SRL.

Hayden, además, había participado en la creación de la memecoin $MELANIA de Melania Trump, otra criptomoneda que tuvo un destino similar a Libra y que se desplomó un 90% tras su lanzamiento. En este caso también la maniobra fue considerada como un «rug pull«, un modelo de estafa que permite subir el precio de una cripto para luego retirar la inversión.

Incursión en la industria petrolera

En su perfil de LinkedIn, Glenn Heard se define como propietario de múltiples entidades que incluyen la contratación gubernamental, consultoría de contratos con los estados, empresas de construcción, inversiones inmobiliarias, creación de activos digitales, importación y exportación, restaurantes, servicios de eventos corporativos y franquicias. Su principal compañía es Heard Concrete, un gigante de la construcción que comenzó a operar en Virgina (EE.UU) en 1989 y que se encargó de obras militares y civiles, entre otras.

Si bien existe muy poca información disponible acerca de Heard, este medio accedió a documentos que indican que el empresario creó otras firmas como Heritage Contractors, GovCon Group, Heard Contracting, Heard Aggregates, Heard Pumping, HR Innovations y Heard Group. Además, Heard es propietario de la compañía Heard Events y en el sector de alimentos y bebidas posee Skrimp Shack, Eleva Coffee, Tedy Donuts y Sofi’s Table.

En 2019, Heard desembarcó en la industria petrolera con una firma en Singapur: Heard Global Mena dedicada a los negocios y servicios de Oil&Gas con base también en Dubai. Además, creó Heard Group International y Heard-Tamba Senegal, dedicada al comercio de materias primas y la exploración de metales raros en asociación con gobiernos nacionales.

En esta compañía de servicios petroleros nombró como su gerente a Faisal Hassan Ahmed, otro de los estadounidenses que participó de la visita a Neuquén.

Vínculo con Davis

Hayden Mark Davis conoció al presidente Milei en octubre de 2024 para el ForumTech, un evento donde también estuvo presente Julian Peh, CEO de KIP Protocol, también implicado en la polémica de $LIBRA. Davis estuvo acompañado además de su padre y su hermano, Tom y Gideon, que trabajan en Kielser Ventures.
Tras conocer a Davis en octubre, el presidente Milei había dicho a los medios: “Me propuso armar una estructura para financiar emprendedores y generar crecimiento económico. Me pareció una herramienta interesante”.

Viaje a Neuquén

Además de Hayden Davis y Glenn Heard, la aeronave que llegó a Neuquén trajo a su gerente a Ahmed Faisal Hassan quien aparte de trabajar en Heard Global Mena se define como consultor de los principales líderes de gobierno. Según consigna en su sitio web, tiene más de 30 años de experiencia “guiando a profesionales en la creación y gestión de negocios rentables utilizando perspicacia gerencial y habilidades de liderazgo”.

En el viaje también estuvieron presentes los hermanos Leandro y Marcelo Aranda ambos argentinos. Según la información que brindaron fuentes privadas, se dedican a brindar servicios financieros a través de una compañía que formaron en Paraguay en 2022.

Leandro Aranda es ingeniero industrial egresado de la UBA. Trabajó en varias compañías del sector energético donde tuvo cargos ejecutivos. Pasó por Pérez Companc, Socma, la compañía insignia del Grupo Macri, y su último trabajo fue como gerente comercial en Contreras Hermanos, una empresa de origen neuquino dedicada al tendido de ductos para la industria petrolera.En 2022, Leandro renunció a su cargo en Contreras para dedicarse a trabajar junto a su hermano. Según lo que pudo averiguar este medio, además brinda servicios a una importante constructora radicada en Córdoba. EconoJournal intentó comunicarse en numerosas oportunidades con Aranda, sin embargo, no respondió llamadas ni mensajes.

La comitiva se completó con Arturo Osete Herraiz, de nacionalidad española, amigo personal de Hayden Davis y quien oficia como su traductor personal. Con su nombre figura registrada una empresa de servicios audiovisuales en España.

Aún se desconoce si Heard, Davis y los hermanos Aranda lograron concretar algún negocio en Neuquén.

, Laura Hevia

El Juzgado Federal en lo Civil, Comercial y Contencioso Administrativo de San Martín desestimó este viernes los amparos que siete municipios de la provincia de Buenos Aires (Tigre, Hurlingham, Moreno, General Rodríguez, José C. Paz, Ituzaingó y San Martín) que tenían como objetivo declarar inconstitucional la Resolución 267/2024 de la Secretaría de Industria y Comercio del Ministerio de Economía. Se trata de la norma impulsada por el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, que prohíbe incluir el cobro de impuestos y tasas en las facturas de servicios públicos y bienes.

El municipio de Tigre, a través del amparo presentado, había pedido que se mantengan los cobros de la Tasa de Alumbrado en la factura de luz de Edenor y la Contribución Especial por el uso de la red de gas natural, mediante la factura de Naturgy BAN, la compañía que presta servicio en la región. Sin embargo, la Justicia falló a favor del Gobierno nacional al considerar que la resolución es válida ya que no viola la Constitución ni avasalla las autonomías provinciales.

Es por esto que, ante la decisión de la Justicia, la factura final que perciben los usuarios residenciales de Tigre podría reducirse hasta un 5%, como consecuencia de no incorporar cargos municipales.

Impacto

Para un hogar catalogado como R23, que presenta un consumo de 801 a 1000 m3 anuales, el impacto en la factura sería de un 4,7%, es decir, los usuarios tendrían un descuento en su boleta final de $1.420 por mes.

A través del fallo, la Justicia les otorgó a los municipios 90 días para redefinir mecanismos más apropiados e idóneos para cobrar las tasas municipales en forma separada de los servicios públicos contratados por el usuario.

Frente a esto, el ministro de Economía expresó en su cuenta de X (ex Twitter) que “la inclusión de conceptos ajenos a aquellos contratado por el consumidor en las facturas de servicios públicos por parte de municipios y gobiernos provinciales se ha ido transformando en una práctica generalizada”.

También, el funcionario aseguró: “Esta práctica configura no sólo una violación al deber de brindar un trato digno a los consumidores, sino también una clara violación a la libertad de elección”. El fallo judicial dejó expresamente reconocida la validez y legalidad de las normas del Enargas y el ENRE”. 

, Loana Tejero

Camuzzi, una de las mayores distribuidoras de gas natural del país, regresó luego de 20 años al mercado de capitales con el lanzamiento de una primera emisión de Obligaciones Negociables. La compañía logró captar el 100% del monto máximo de emisión fijado en US$ 70 millones, y recibió ofertas por más de US$ 117 millones.

Se trató de una primera emisión de Clase 1 a 24 meses, con una tasa de interés fija nominal anual de 7.95% y pagos semestrales de interés a partir de agosto 2025 y hasta febrero 2027. Esta emisión forma parte de un programa global de Obligaciones Negociables por US$ 200 millones, según informaron.

Juan Manuel Hermelo, gerente de Finanzas, Abastecimiento, Seguros y Mercado de Capitales de Camuzzi, aseguró: “Hemos logrado un importante paso para nuestra compañía. Cuando decidimos volver al mercado con esta primera emisión, buscábamos captar alrededor de US$ 40 millones, pero recibimos ofertas por casi tres veces más de lo esperado. Esto es una clara muestra de las expectativas que hay sobre la compañía y el sector en su conjunto”.

La emisión

El agente organizador de esta emisión fue Macro Securities, y los colocadores, además de la mencionada entidad, fueron Balanz, Facimex, Adcap, Grupo IEB, Banco Mariva y CMF.

“El resultado exitoso de esta emisión le permitirá a la compañía contar con mejores herramientas para potenciar el plan de inversiones trazado en toda su zona de concesión”, concluyeron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

Las compañías generadoras de electricidad de Brasil están afinando las propuestas que competirán en junio cuando el gobierno celebre una gran licitación para la contratación de potencia en reserva. La subasta busca sumar potencia adicional disponible para el período 2025-2030, principalmente termoeléctrica a gas natural. Para su suministro, algunas generadoras apuntan al Gas Natural Licuado (GNL) y también a la importación de gas natural desde Vaca Muerta directamente de la Argentina o indirectamente a través de Bolivia.

El Ministerio de Minas y Energía confirmó a inicio de este año que la Licitación de Capacidad de Reserva 2025 (LRCAP 2025) tendrá lugar el próximo 27 de junio. La industria esperaba la subasta para agosto pasado, pero el gobierno decidió postergarla.

Brasil necesitará un suministro adicional de energía a partir de 2027, según estudios de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) realizados para el Plan Decenal de Expansión Energética (PDE). La EPE prevé que para satisfacer la demanda se necesitarán 5500 MW de potencia adicionales en 2028.

El crecimiento de las energías renovables variables y especialmente de la micro y mini generación distribuida (MMGD) tiende a incrementar la necesidad de potencia despachable en reserva en el sistema en los próximos años. El Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) del Brasil estima que la MMGD trepará a alrededor de 50 GW para el 2029.

Licitación

Con ese diagnóstico de base, una urgencia de mayor potencia despachable en reserva para el período 2025-2030, el MME lanzará una subasta de contratación de centrales térmicas a gas natural y biocombustibles y de centrales hidroeléctricas. La subasta fue estructurada en forma de diez productos con inicio de suministro de electricidad por año entre 2025 y 2030. En la industria estiman que se adjudicarán contratos por al menos 10.000 MW.

En materia de generación a gas natural, las generadoras podrán ofertar centrales térmicas existentes que están sin contrato o proyectos greenfield. El MME informa que alrededor de 5 GW de térmicas a gas están fuera de servicio.

Los contratos para centrales existentes serán por 10 años y los contratos para proyectos greenfield por 15 años. Las empresas también podrán ofrecer centrales existentes con proyectos de expansión de potencia, con contratos por diez años. Solo se aceptarán propuestas con un costo operativo inferior al costo de la central termoeléctrica a gas más cara del sistema.

Las plantas existentes también podrán competir por los contratos de suministro a partir de 2028, 2029 y 2030. En la ordenanza original, las térmicas existentes habían sido limitadas a competir por los contratos con inicio de suministro en septiembre de este año, en julio de 2026 y en julio de 2027.

El gas de Vaca Muerta, en la mira

La licitación de térmicas implica nuevas oportunidades para el gas de Vaca Muerta en Brasil, tras un 2024 activo en la firma de acuerdos de suministro interrumpibles entre operadoras en la Argentina y clientes en Brasil. Las generadoras están manteniendo conversaciones con productoras en la Argentina, la estatal boliviana YPFB, importadores de GNL y productoras domésticas por el suministro de gas para cerrar sus propuestas económicas.

El caso más concreto es el de Ambar Energía, compañía generadora que forma parte del holding J&F, el grupo económico privado más grande del Brasil. Ambar esta en conversaciones con productoras en la Argentina para reactivar la Central Termoeléctrica Uruguaiana.

La creciente disponibilidad de molécula nacional junto con los avances en la reversión del gasoducto Norte y los proyectos para transportar más gas al punto de conexión con Bolivia empujaron a la Secretaría de Energía a autorizar acuerdos de exportación en formato interrumpible. Entre las petroleras autorizadas están TotalEnergies, Tecpetrol y Pan American Energy (PAE).

En paralelo, los gobiernos de la Argentina y el Brasil suscribieron en noviembre un acuerdo para potenciar las exportaciones de gas desde Vaca Muerta. El documento, adelantado en primera instancia por este medio, pone el foco en viabilizar las exportaciones en firme, es decir, no interrumpibles. También hace hincapié en cuáles son los proyectos de gasoductos de interés para llevar más gas argentino al país vecino.

, Nicolás Deza

YPF, la petrolera bajo control estatal, superó su récord de velocidad de perforación horizontal en Vaca Muerta, tras haber realizado 1747 metros sólo 24 horas en el bloque La Angostura Sur. Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, expresó: “Este hito es un reflejo del compromiso, innovación y excelencia de todo nuestro equipo”. Lograron más de una milla de rama lateral perforada en 24 horas con el sistema RSS iCruiseX Motorizado. En julio del año pasado la petrolera había alcanzado los 1.543 metros de rama lateral en 24 horas en esa área.

Desde la empresa explicaron que los principales factores de éxito para lograr este hito estuvieron vinculados a la estrategia de disminución de densidad de lodo, el plan de limpieza de pozo con bacheo “tiro a tiro” y también que no hubo tiempo no productivo en perforación lateral.

En noviembre, el equipo de No Convencional de YPF finalizó la perforación del pozo LLL-1861(h) en Loma Campana, uno de los principales bloques que la compañía que opera en Vaca Muerta, con una rama lateral de 4.948 metros y una longitud total de 8.264 metros. El pozo, que se perforó en un total de 27 días, posee la rama lateral más larga del proyecto No Convencional en la formación.

En base a estos resultados, Marín precisó que “no habría sido posible sin la implementación de la tecnología más avanzada en el Real Time Intelligence Center, que optimiza cada uno de nuestros procesos en tiempo real”. El objetivo de YPF es impulsar el desarrollo de la formación al sur de Loma Campana.

Real Time Intelligence Center

La petrolera inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC) en diciembre, el centro de monitoreo remoto que permite controlar la actividad de los pozos que la compañía tiene en Vaca Muerta, desde la torre ubicada en Puerto Madero.

El centro cuenta con distintas “islas” en las que trabaja un equipo conformado por equipos de ingenieros y geólogos que se encargan de monitorear las variables y observar el trabajo que se está realizando en la cuenca Neuquina en tiempo real. Existe una doble supervisión porque los trabajadores que se encuentran en Buenos Aires están en contacto permanente con el personal ubicado en cada pozo en Neuquén.

Para llevar adelante estos trabajos, la empresa aplica tecnología y física y mide más de 100 variables diferentes, proceso en el cual involucra la Inteligencia Artificial (IA) que permite le optimizar tiempos y tomar decisiones en tiempo real.

, Loana Tejero

The Energy Circle y The Net Zero Circle por IN-VR anunciaron el lanzamiento de la segunda edición del Argentina Energy Week Summit & Exhibition, el evento dedicado a explorar las oportunidades del sector energético en la Argentina. Durante tres días, líderes del sector, inversores, reguladores y empresas globales se reunirán en Buenos Aires para debatir el futuro de la energía en el país y desbloquear su enorme potencial en energías renovables, hidrógeno, biomasa y gas natural.

La Argentina se ha consolidado como uno de los principales productores de energías renovables en América Latina, con más de 5.114 MW de capacidad instalada en energía eólica y solar, y un total de 220 proyectos operativos que aportan 5.961 MW a la matriz energética nacional.

En este contexto, el summit será el espacio clave para analizar las oportunidades en solar, eólica, hidrógeno y almacenamiento energético, así como las estrategias para la transición energética del sector hidrocarburífero, expresaron desde la organización.

¿Qué esperar del Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2024?

Análisis del panorama energético argentino: Perspectivas y tendencias en energías renovables, hidrógeno y gas.

Casos de éxito y avances tecnológicos: Proyectos innovadores como Cauchari Solar Plant, Madryn Wind Farm, Vaca Muerta y LNG export terminals.

Políticas y financiamiento: Incentivos del gobierno, nuevas regulaciones y oportunidades de inversión en el sector energético.

Transmisión y almacenamiento energético: Estrategias para mejorar la infraestructura eléctrica y asegurar la estabilidad del suministro.

Gas y transición energética: El papel del gas natural como energía de transición y su integración con fuentes renovables.

Además, el evento contará con un programa especial dedicado a las compañías de hidrocarburos, abordando temas como gas-to-power, producción en Vaca Muerta, exportación de LNG y captura de carbono (CCS), elementos clave en la estrategia energética del país.

«El Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2024 será la plataforma ideal para generar alianzas estratégicas, compartir conocimientos y construir juntos el futuro energético del país», aseguraron.

Para más información contactarse con luana@in-vr.co

, Redaccion EconoJournal