YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, designó como nuevo director a Eduardo Rodríguez Chirillo, el ex secretario de Energía durante buena parte del primer año del gobierno de Javier Milei. La compañía lo informó este miércoles con un hecho relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Chirillo fue designado como “Director Titular por las acciones Clase D, con mandato hasta la elección de nuevos directores por la Asamblea de Accionistas”. Reemplazará a Mario Eduardo Vázquez, fallecido a mediados de 2024, según informó YPF.
Rodríguez Chirillo fue secretario de Energía desde el comienzo del gobierno libertario y renunció a mediados de octubre del año pasado “por motivos personales”, según había aclarado el ex titular de Energía en sus redes sociales. Su remplazo en la cartera fue María Tettamanti, actual secretaria energética.
Chirillo es abogado egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA) y vivió en España durante 20 años. Durante la campaña electoral de 2023 encabezó el equipo técnico encargado de elaborar el plan energético de Javier Milei.
Santiago Caputo, el hasta ahora asesor estrella del presidente Javier Milei, quedó en el ojo de la tormenta luego de que se filtrara el video sin editar de una entrevista que el mandatario le concedió a la señal TN en la que se lo ve interrumpir para que se vuelva a grabar un fragmento referido al escándalo de la criptomoneda $Libra. Horas después el vocero presidencial, Manuel Adorni, reveló que el propio Milei cuestionó el accionar de Caputo, dando lugar a múltiples especulaciones sobre su futuro. Desde el Ejecutivo, dejaron trascender que va a continuar en su cargo, pero aún no está claro si verá recortado su poder, el cual le permitió designar desde mediados del año pasado personas de su confianza en posiciones estratégicas del área energética, en especial en la conducción de Enarsa, Cammesa y Nucleoeléctrica Argentina.
Mario Cairella, vicepresidente de la estratégica Cammesa, la compañía que administra el Mercado Mayorista Eléctrico) juega abiertamente con Caputo en la interna del área energética, tal como viene publicando EconoJournal. El funcionario cuestionó el esquema de financiamiento diseñado por Energía para construir la línea de alta tensión AMBA I y en base a esos informes críticos Caputo tomó la decisión de congelar la iniciativa Además, Cairella criticó abiertamente las reformas en el sector eléctrico que impulsan Daniel González y María Tettamanti, que centralmente proponen descentralizar la gestión y avanzar en una recontractualización de los segmentos de generación, transporte y distribución.
De izquierda a derecha empezando de arriba: Mario Cairella, Tristán Socas. Alberto Lamagna y Diego Chaher.
El poder de Santiago Caputo también se extiende a la empresa estatal Energía Argentina S.A.(Enarsa). En septiembre del año pasado designó como presidente y vice a Tristán Socas y Marcelo Corda. Socas es un ingeniero industrial recibido en el ITBA que luego se especializó en finanzas en la London Business School y llegó con la instrucción de avanzar con la privatización de la compañía. Enarsa administra una agenda compleja de temas como la importación de gas desde Bolivia y de Gas Natural Licuado (GNL), la construcción de plantas compresoras del Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), el contrato con la china Gezhouba por la instalación de las dos represas hidroeléctricas en Santa Cruz y la propiedad de las represas hidroeléctricas del Comahue, cuyos contratos originales de concesión ya finalizaron.
Corda, que además se viene desempeñando en los hechos como gerente general de la compañía, promovió la incorporación de Sergio Viana, un ex ejecutivo de Techint con más de 20 años de experiencia en el segmento de construcción de grandes proyectos de infraestructura, para negociar con la empresa china Gezhouba la reactivación de la construcción de las represas de Santa Cruz.
Caputo también tomó el control del área nuclear a través de la designación deAlberto Lamagnacomo nuevo presidente de Nucleoeléctrica Argentina. Además, nombró como directores a un grupo de jóvenes libertarios sin experiencia en el sector, como Emiliano Giana, hermano de Guido Giana, un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que migró a las filas de La Libertad Avanza, y Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas. Ambos funcionarios reportan además a Diego Chaher, quien está al frente de una Agencia de Transformación de Empresas Públicase integra el círculo de confianza de Caputo.
La empresa mexicana Metalmecánica Especializada del Golfo SA (MEGSA) dio inicio a la etapa final de la construcción de dos tanques de almacenamiento de petróleo en la ampliación III de Puerto Rosales. Este avance, llevado a cabo mediante su subsidiaria MEGSA IESAU, permitirá incrementar la capacidad total de almacenamiento de crudo en 100.000 m³.
Las pruebas hidráulicas de los tanques comenzaron el 11 de febrero. Se trata de un proceso clave para garantizar la hermeticidad y seguridad de las instalaciones. “Los tanques, que cuentan con una capacidad de 50.000 m³ cada uno, se distinguen por ser los primeros de su tipo en la Argentina que incorporan domos de acero auto soportables, destacando la innovación y el diseño avanzado que caracterizan a la empresa mexicana”, destacaron desde la firma.
Ing. Pedro Morales, Ing. Alexander Herver y Lic. Jorge Mazzolo representantes de MEGSA en Latinoamérica, presentes durante las pruebas hidráulicas.
Ampliación estratégica
La ampliación del Puerto Rosales no sólo se limita a la construcción de estos tanques, sino que también incluye un muelle offshore, diseñado para manejar el tráfico de crudo de grandes buques petroleros como los VLCC (Very Large Crude Carrier) y los buques Panamax/Suezmax, optimizando así las operaciones de carga y descarga de petróleo.
Frente a esta obra de infraestructura, desde la compañía aseguraron que “MEGSA IESAU es un jugador clave en esta expansión del muelle que tiene como objetivo convertir a Puerto Rosales en el principal puerto exportador de crudo de la Argentina y optimizar la conexión del país con los mercados internacionales”. Se estima que el puerto podría alcanzar una capacidad de exportación de 310.000 barriles de crudo diarios en los próximos años.
El proyecto de ampliación está vinculado al Proyecto Duplicar Plus, liderado por Oldelval, que busca aumentar el transporte de crudo desde el yacimiento de Vaca Muerta hacia el puerto. La finalización de estas obras está programada para el primer trimestre de 2025, con el propósito de responder a las necesidades del mercado y asegurar la eficiencia operativa en un contexto de creciente producción de petróleo en la Argentina.
Implicaciones para el futuro
La construcción de los tanques y el muelle offshore serán clave para el desarrollo estratégico del país y para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta. La obra no sólo potenciará la capacidad de almacenamiento y exportación de crudo, sino que también fortalecerá la posición de la Argentina en el mercado global de petróleo, advirtieron desde MEGSA.
“Con esta inversión significativa, MEGSA, en colaboración con OTAMERICA, está sentando las bases para un futuro energético más robusto y competitivo, alineado con las expectativas de crecimiento del sector en los próximos años”, concluyeron.
El sector logístico se prepara para enfrentar nuevos desafíos con inversiones en infraestructura, digitalización y eficiencia operativa. En este contexto, CIMC Wetrans -el holding global especializado en sistemas de construcción modular, depósitos modulares y contenedores- se propuso como objetivo posicionarse como un actor clave en la transformación del mercado. Frente a ese escenario, Romina Parquet, Founder y CEO de la compañía, destacó la importancia de la infraestructura para el crecimiento del sector y la apertura al comercio exterior. «La infraestructura siempre ha sido una prioridad para nosotros. En 2022 inauguramos nuestros propios depósitos nacionales y adquirimos flota de camiones. En 2023, seguimos invirtiendo con la compra de terrenos para showrooms en Neuquén y Salta. Ahora impulsamos la apertura al comercio exterior como un camino hacia la excelencia«, detalló.
En esa línea, Parquet celebró las políticas de apertura y aseguró: “Estas medidas eliminan barreras que impedían la importación de muchos de nuestros productos y servicios. La competencia que propone el gobierno nos exige mejorar constantemente y nos impulsa a destacar a nivel mundial».
Frente a la gran demanda de infraestructura y servicios impulsada por los sectores energético y minero, CIMC Wetrans decidió expandir su presencia en el interior del país. «Es clave que las provincias también tengan una apertura similar para que el desarrollo tecnológico no se vea restringido», remarcó la ejecutiva.
Posicionamiento
En los primeros días de diciembre, la firma abrió nuevas oficinas en Neuquén y Salta con personal local con el objetivo de dar respuesta a los proyectos corporativos y visualizar los requerimientos de los proyectos de Oil&Gas y minería. Estas oficinas se sumaron a las que la compañía posee en Córdoba y Buenos Aires, lugar desde el cual la empresa gestiona el almacenamiento, fraccionamiento de pedidos, embalajes y la distribución de mercadería en un plazo de 24 horas.
Además de la infraestructura, otro eje clave para la compañía durante este año estará centrado en la digitalización. «Nuestra operación está soportada por un sistema WMS que permite a los clientes acceder en tiempo real a su inventario y a todos los movimientos de sus productos», afirmó la CEO.
Este software, integrado con plataformas de e-commerce y sistemas empresariales, permite optimizar la gestión logística global de la firma, asegurando una operación ágil y eficiente, lo que resulta clave para los distintos proyectos de la industria energética, informaron desde la empresa.
Perspectivas 2025
“Para CIMC Wetrans, la confianza y la eficiencia son pilares fundamentales es por esto que ofrecemos soluciones llave en mano que simplifican la fabricación, transporte, importación y nacionalización en un lapso de tres meses. Esto nos permite garantizar tiempos de entrega y costos optimizados», señaló Parquet.
Esto es así ya que dentro de las soluciones que brinda la empresa se destacan la construcción modular a partir de módulos o edificios modulares que apuntan a transformar zonas desérticas en ciudades 100% operativas. También, la construcción personalizada permanente o transitoria a partir de módulos desmontables para proyectos que demanden campamentos.
“Con inversiones estratégicas como las que venimos desarrollando, innovación tecnológica y un enfoque en la excelencia operativa, CIMC Wetrans reafirma su compromiso con el desarrollo del sector logístico argentino y su proyección internacional”, concluyó la CEO de la compañía.
La compañía noruega Equinor contrató al Bank of America (BofA), uno de los principales bancos de inversión del planeta, para desprenderse de los activos que posee en Vaca Muerta. Se trata de su participación en el área Bandurria Sur, un bloque de shale oil operado por YPF, que posee un 40% del capital accionario del campo, del cual Equinor es propietaria de un 30% y el 30 restante se encuentra en manos de Shell; y de Bajo del Toro Norte, otra área operada por YPF, de la cual la compañía nórdica es dueña del 50%. Así lo indicaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí. Ante la consulta de este medio, desde Equinor evitaron realizar comentarios.
Tal como había anticipado EconoJournal en enero, algunas compañías internacionales, como Equinor y TotalEnergies, lanzaron procesos formales para sondear el interés del mercado en áreas en la ventana de crudo de Vaca Muerta. Esta situación puso en evidencia el interés de las petroleras con accionistas locales (Vista, Tecpetrol, Pampa Energía, Pluspetrol, Pan American Energy, CGC, entre otras) de ampliar su presencia en la formación no convencional, al mismo tiempo que existe cierta retracción por parte de compañías internacionales de incrementar sus inversiones en función de que aún no están resueltas las restricciones cambiarias que aquejan desde hace año al país. «Existen millones de dólares atrapados en la Argentina por los dividendos que las empresas no pudieron girar a sus casas matrices en los últimos 10 años. Quizás sea momento de hacer un cash out (una venta) y recuperar parte de ese dinero», analizó un alto directivo de una petrolera.
Área Bandurria Sur
Negociación
Lo concreto es que el Bank of America empezará a recibir en las próximas semanas las ofertas de las empresas interesadas en sus activos en Vaca Muerta. YPF cuenta con el derecho de preferencia o first refusal —ROFR, por sus siglas en inglés— para igualar la mejor oferta recibida por las áreas e imponerse en el desempate, situación que deja a la petrolera bajo control estatal en una posición ventajosa para encarar la negociación.
Sin embargo, este proceso de venta llevado adelante por el BofA en Vaca Muerta no contempla la venta de las concesiones offshore que posee la compañía en la Argentina, sino que sólo tiene potestad para vender las áreas Bandurria Sur y Bajo del Toro, por lo que su participación en el offshore continuará.
Matcom, empresa líder en soluciones de infraestructura para redes de datos, concretó un acuerdo de exclusividad con EXWAITI, un integrador de información de redes. “El acuerdo es clave en nuestro objetivo de ofrecer tecnología de última generación. Esta alianza nos permite integrar una plataforma innovadora, que centraliza información vital para optimizar los procesos operativos. Al sumar esta poderosa herramienta a nuestra oferta, fortalecemos la capacidad de nuestros clientes para enfrentar los desafíos del entorno digital”, comentó Fernando Garavatti, presidente de Matcom.
Alianza estratégica
EXWAITI permite gestionar varias redes en forma simultánea y en tiempo real. Integra análisis, visualización georreferenciada y gestión de proyectos en una única plataforma a la que se accede de forma ágil y sencilla desde dispositivos móviles y desktops.
Este integrador de información de redes consolida los datos de diversas fuentes y asegura que todos los usuarios accedan a una versión actualizada de la red con cambios en tiempo real para una gestión precisa e integral.
Además, posibilita la integración con otros sistemas y sensores, y es altamente flexible para adaptarse a los requerimientos de distintos tipos de industrias, por ejemplo, en redes de fibra óptica, gas, agua y saneamiento, cámaras y zonas de seguridad, ciudades y municipios, y en el sector energético, entre otros.
Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó a los mercados que sus reservas probadas y estimadas (P1) de petróleo y gas, al reflejaron un aumento interanual del 18%, al 31 de diciembre de 2024, totalizando los 375.2 millones de barriles por día (MMboe). A su vez, las adiciones a las reservas P1 fueron 82.2 MMboe, con un índice de remplazo de reservas de 323 por ciento.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, detalló: “Durante 2024 aceleramos la actividad en nuestro hub de desarrollo en Vaca Muerta. El crecimiento en nuestras reservas probadas, junto a un robusto índice de reemplazo, y 15 años de vida de reservas refleja la calidad de nuestro acreage y nuestra habilidad como operadores para entregar valor de largo plazo a nuestros accionistas».
Producción
Durante el cuarto trimestre del año pasado, la compañía reportó una producción diaria promedio de 85.276 boe/d, un aumento del 17% respecto al trimestre anterior, impulsado por la puesta en producción de 25 pozos nuevos que se conectaron entre mediados de agosto y principios de diciembre del año pasado.
Desde la empresa precisaron que gracias a esto “Vista cumplió con los objetivos de producción que fueron anunciados al mercado en el mes de abril del año pasado”.
La producción total de 2024 fue de 69.660 boe/d, un incremento del 36% año contra año y la de crudo fue 60.418 bbl/d, en 2024, reflejando un incremento interanual del 39%. “Durante el año pasado, Vista continuó acelerando su plan de desarrollo en Vaca Muerta lo que le permitió poner en producción 50 nuevos pozos”, remarcaron desde la firma.
La empresa de energías renovables 360 Energy y el Consorcio Alto Gualtallary -una sociedad de viñedos en Mendoza-, a través de sus administradores LGE Grupo Consultor, firmaron un PPA (acuerdo de suministro de energía) por un total de 3 GWh anuales durante los próximos 60 meses. Con este acuerdo, el Consorcio cubrirá el 65% de su demanda energética, lo que a su vez le permitirá robustecer su estrategia de reducción de emisiones de carbono.
El volumen de energía contratado equivale a 1.350 toneladas de CO2e que no se emitirán a la atmósfera cada año. De esta forma, se garantizará que la producción vitivinícola se lleve a cabo con un menor impacto ambiental.
El suministro de energía renovable provendrá principalmente del Complejo Solar La Rioja, operado por 360Energy. Este complejo integra los parques solares fotovoltaicos La Rioja I, II y III, recientemente puestos en funcionamiento. Como fuente complementaria, se aprovechará la energía generada por el parque solar Cañada Honda IV, ubicado junto a Cañada Honda I. Este parque es reconocido por ser el primer parque solar a gran escala instalado en la Argentina cuando 360Energy lo inauguró en 2012.
«Este hito marca el primer contrato de energía renovable firmado por el Consorcio, reafirmando el compromiso del consorcio con la sostenibilidad y la transición hacia fuentes de energia limpias», destacaron desde las compañías.
El consorcio
El Consorcio Alto Gualtallary está conformado por 40 parcelas en 2,5 hectáreas. La energía generada por 360Energy será el recurso energético necesario para el funcionamiento de las bodegas Zuccardi, Norton, Familia Millán, Riccitelli, y un hotel de la cadena Marriott. «El Consorcio destinará la energía para abastecer un proceso fundamental: la extracción de agua para regar los viñedos», precisaron.
Energía renovable
Desde LGE remarcaron: «Seleccionamos a 360Energy como su primer proveedor de energía renovable gracias a su sólida trayectoria y liderazgo en el mercado. A través de los programas Genren, RenovAr y MATER, 360E es una de las empresas más activas en el sector solar fotovoltaico».
También, precisaron que la elección estuvo basada en el entendimiento por parte de la empresa de las necesidades específicas que poseen como consorcio vitivinícola. «Este acuerdo es el primer paso de una transformación que impulsará nuestra competitividad y reducirá nuestra huella ambiental», expresó Ariel Embiglio, portavoz de LGE, administrador del Consorcio.
Sostenibilidad
Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos de 360Energy, aseguró: «Estamos orgullosos de ser parte del camino hacia la sostenibilidad del. Consorcio Alto Gualtallary, un gran proyecto en marcha que representa lo mejor de la tradición vitivinícola argentina».
El ejecutivo agregó que «este acuerdo no solo refuerza nuestro liderazgo en el mercado, sino que también refleja la confianza de las empresas en nuestra capacidad para entregar soluciones energéticas sostenibles, confiables y escalables«.
360Energy, que en la actualidad opera seis parques solares en el país, celebró este acuerdo como una muestra del creciente interés del sector privado por la adopción de energias renovables. «Con esta alianza, Consorcio Alto Gualtallary, LGE Grupo Consultor y 360Energy demuestran que la unión entre la tradición y la innovación puede ser un motor para el cambio. Estas organizaciones se comprometen a seguir avanzando en sus objetivos de sostenibilidad y a promover un futuro más limpio y respetuoso con el medio ambiente», concluyeron desde las empresas.
Directivos de los principales productores de petróleo de la cuenca Neuquina se reunirán este martes en la torre de Puerto Madero de YPF para tratar un inesperado reclamo planteado por el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, que podría complicar la continuidad del principal proyecto de infraestructura que tiene por delante la Argentina.
Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur que partirá desde Neuquén hasta Punta Colorada, en las costas de Río Negro, cuya construcción demandará entre US$ 2500 y US$3000 millones y permitirá transportar hasta 550.000 barriles por día. La iniciativa es impulsada por YPF, PAE, Pluspetrol, Vista y Pampa Energía. Además, podrían sumarse Chevron y Shell, que tienen hasta fin de mes para confirmar.
El mandatario patagónico formuló hace 10 días un planteo que descolocó a las empresas que integran el megaproyecto, uno de los primeros en ser presentado bajo el paraguas del RIGI, el régimen de promoción de inversiones creado por el gobierno de Javier Milei para incentivar desembolsos en el sector hidrocarburifero. Hubo una primera reunión el viernes en la que no se pusieron de acuerdo y este martes volverán a reunirse.
Weretilneck cuando se reunió con el CEO de YPF Horacio Marin en Cipolleti en febrero del año pasado.
Qué pide la provincia
Weretilneck les transmitió a las petroleras que la provincia quiere cobrar el equivalente al 1% de regalías sobre el precio de venta del crudo que se transportará por el oleoducto. El argumento provincial es que Río Negro aportará el puerto y la licencia social, pero no percibe nada de la renta, mientras que Neuquén cobra un 12% de regalías y en algunos proyectos un 3% adicional.
La mayoría de las empresas no quiere avalar este reclamo. Sostienen que Vaca Muerta Sur fue la primera iniciativa de petróleo y gas que aplicó al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que justamente garantiza estabilidad fiscal y al cuál adhirió Río Negro. Además, los directivos de las compañías están molestos con el gobernador porque afirman que no hizo ningún planteo cuando se estaba decidiendo la ubicación del proyecto y lo hace ahora cuando la obra ya está lanzada, la construcción adjudicada al consorcio Techint-SACDE y buena parte de los materiales comprados.
Allegados a la provincia patagónica remarcaron a EconoJournal que, si debido al RIGI no se puede cobrar un nuevo tributo, pues entonces la intención es negociar un acuerdo voluntario en el que las petroleras se comprometan a hacer una contribución a la provincia. Es importante recordar que la provincia todavía tiene que otorgar una serie de permisos para que el oleoducto se concrete y esos permisos van a servir como prenda de cambio en la negociación.
El 1% de regalías equivale a aproximadamente US$ 60 millones por año. Por lo tanto, la intención es obtener una cifra cercana a ese monto. “La provincia no va a gravar el proyecto de LNG que está mucho más justo en términos de rentabilidad, pero en este caso es diferente porque la exportación de petróleo es un negocio mucho más rentable”, aseguraron a EconoJournal.
El reclamo de Río Negro llega cuando las petroleras vienen negociando con Neuquén desde hace un año un aporte adicional para financiar obras de infraestructura. Esa situación les genera un problema adicional porque las empresas saben que si ceden ante una de las provincias deberán ceder ante la otra. Es por ello que buscan acordar en tándem para cerrar ambos frentes de conflicto a la vez.
Pluspetrol llegó a un acuerdo con Weatherford para adquirir el set de fractura de la multinacional de servicios petroleros e integrar su operación en Vaca Muerta.
La petrolera argentina se quedó en octubre con los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta, incluyendo la operación de Bajo del Choique, una de las áreas con mayor potencial en cuanto al desarrollo de shale oil.
Como parte de ese proceso de expansión concretó ahora la compra de la totalidad de los activos vinculados con el Servicio de Fractura de Weatherford Argentina, incluyendo el set de fractura y las bases operativas asociadas.
El set de fractura se usa para crear y mantener abiertas fracturas en la roca, permitiendo que el petróleo o gas atrapado fluya hacia el pozo y sea extraído. Incluye equipos de alta presión que inyectan los fluidos en la formación rocosa, el sistema de válvulas que distribuye el fluido a los pozos, los tanques de almacenamiento que contienen agua y aditivos, los camiones sisterna para transportar los fluidos y la arena de fractura y la unidad de monitoreo que controla la operación en tiempo real.
El acuerdo, que se hará oficial en las próximas horas, contempla el traspaso de la totalidad del personal del servicio de fractura. Además, fuentes cercanas a la negociación aseguraron a EconoJournal que se respetarán todos los compromisos comerciales asumidos con clientes y contratistas. Weatherford, por su parte, continuará proveyendo tecnologías y servicios en Argentina.
Pluspetrol actualmente es la cuarta empresa operadora de producción de petróleo del país, detrás de YPF, PAE y Vista, con cerca del 6% del total de la oferta local. A su vez, en diciembre ejecutó su opción para ser accionista del oleoducto Vaca Muerta Sur junto con YPF, PAE, Vista y Pampa Energía.
La secretaría de Energía publicó la convocatoria abierta destinada a la contratación de centrales de almacenamiento de energía eléctrica. Tal como anticipó EconoJournal en diciembre, el objetivo es sumar 500 MW de capacidad en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires.
La convocatoria nacional e internacional, denominada “Almacenamiento GBA -AlmaGBA” y oficializada a través de la resolución 67/2025, contempla una inversión estimada de 500 millones de dólares y un plazo de ejecución que podría variar entre 12 y 18 meses, menos de los 24 meses que demanda una central de generación.
El valor máximo de adjudicación definido en el anexo de la norma es de US$ 15.000 por MW-mes.
El valor máximo de adjudicación definido en el anexo de la norma es de US$ 15.000 por MW-mes. Ese precio es inferior a los US$ 18.000 dólares contemplados en la licitación TerConf que había lanzado el gobierno de Alberto Fernández para sumar generación y que la gestión de Javier Milei dejó sin efecto. En TerConf se preveía además una remuneración adicional de 10% por algunos nodos críticos saturados que necesitaban más ingreso por generación e incluso había otro adicional de US$1000 por MW-mes para otros proyectos. Por lo tanto, en algunos proyectos el precio trepaba a los US$ 20.800 por MW-mes.
El menor precio actual tiene que ver con que las condiciones macroeconómicas mejoraron. Por lo tanto, la tasa de descuento de los proyectos es más baja y el costo de financiamiento también debería ser menor. Además, en el gobierno consideran que el precio de las baterías va a ir bajando.
“El objetivo es garantizar un suministro eléctrico más confiable y eficiente, especialmente durante los picos de demanda”, aseguró la cartera que conduce María Tettamanti a través de un comunicado.
Cambia el comprador
Los contratos de almacenamiento se realizarán con las distribuidoras Edenor y Edesur y contarán con el respaldo de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) como garante. Esta es una novedad porque si bien la compulsa la realiza CAMMESA la empresa mixta que se encarga del despacho de energía, ya no será el el offtaker (es decir, el comprador) como sucedió en los últimos 20 años con distintas licitaciones para ampliar el parque de generación eléctrica (resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017 y RenovAr, entre otras).
Lo que se busca es que el proceso para instalar baterías sea la punta de lanza para propiciar la recontractualización entre privados (distribuidoras y generadores) a fin de reconstituir el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
“Tras décadas de desinversión y descapitalización, el sistema eléctrico argentino enfrenta serios desafíos en términos de infraestructura y capacidad de respuesta. Esta licitación de baterías de última generación (BESS, por sus siglas en inglés) marca un cambio de paradigma, priorizando la inversión privada y la innovación tecnológica para resolver problemas estructurales”, remarcaron desde Energía.
El Congreso sobre Descarbonización de la industria del Oil & Gas (DECARBON 2025) ha concluido en Berlín, el corazón del desarrollo de la visión verde en Europa. El programa de negocios de dos días se centró en CCUS para un futuro con bajas emisiones de carbono, tendencias y tecnologías de descarbonización en el sector del petróleo y el gas, mantenimiento predictivo para reducir las emisiones, entre otros.
Uno de los aspectos más destacados del Congreso fue una mesa redonda sobre H2 Rainbow, en la que se profundizó sobre el papel del hidrógeno a la hora de impulsar el camino energético hacia las emisiones netas cero. Esta sesión incluyó debates sobre la estandarización del diseño y la ejecución de proyectos para plantas de hidrógeno renovable a gran escala, la implementación de proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) y tecnologías avanzadas de captura de carbono destinadas a reducir la intensidad de carbono en la producción de hidrógeno.
Soluciones
Una visión notable provino del Dr. Christoph von dem Bussche, director general de GASCADE Gastransport GmbH, quien compartió la integración de las redes de hidrógeno terrestres y marinas como columna vertebral fundamental para combinar electrones y moléculas en los esfuerzos de descarbonización de Europa. El ponente destacó la importancia del Mar del Norte como región clave, rica en recursos eólicos y bien posicionada para la producción de hidrógeno.
En ese sentido, afirmó: “La región ofrece varias ventajas, incluidos importantes proyectos de infraestructura energética marina como AquaDuctus. Sin embargo, el desarrollo de esta infraestructura enfrenta desafíos legales, financieros, técnicos y espaciales”.
Otros ponentes en la sesión fueron Anna Jabloniec-Grüger, Jens Wulff, Javier Fernández de la Fuente, Alexandra Vertlyugina y el Dr. Marc Scherle.
Las salas de sesiones del segundo día estuvieron abarrotadas y uno de los puntos principales fue la mesa redonda centrada en la descarbonización en el sector downstream, que abarcó temas críticos como la gestión del agua para la eficiencia energética, la integración de la producción de combustibles electrónicos y los avances en las tecnologías de biorrefinería.
El Dr. Matthias Schwab, director de Sostenibilidad y Desarrollo Global de Nuevos Negocios de BASF Process Catalysts, destacó la importancia de las tecnologías catalíticas en el cambio de la industria química hacia la seguridad ecológica. «Hoy en día, al menos el 80% de los procesos en la industria química requieren el uso de catalizadores. Para la transición energética, existe una necesidad urgente de nuevas tecnologías de proceso y, en consecuencia, también de nuevos materiales catalíticos», afirmó, subrayando el papel de los catalizadores para permitir la transición energética.
Entre los ponentes de este panel se encontraban representantes de MolAquaTech GmbH, XRG Technologies, ElinOil S.A., OMV Downstream GmbH y Verbio SE.
Optimización de la huella de dióxido de carbono
La agenda concluyó con un panel de cierre centrado en la circularidad en todas las corrientes, que abarcó temas críticos como la optimización de la huella de Co2, el camino de los gigantes energéticos hacia el cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad de la UE, las tecnologías y los métodos para medir el progreso de la descarbonización.
Uno de los oradores principales, Peter Irlam, especialista en modernización de Sulzer, realizó una presentación sobre la transformación de equipos industriales obsoletos. Hizo hincapié en la importancia de renovar equipos industriales ineficientes o poco confiables en lugar de reemplazarlos: «Al optimizar el rendimiento de los activos de alta energía, como las bombas de inyección de agua o las bombas de exportación de petróleo, se puede volver a operar en su rango preferido, donde ofrecen eficiencia y confiabilidad con costos de funcionamiento más bajos».
El panel finalizó con Olga Shemberkas, directora de proyectos de BGS Group, pronunciando unas palabras de clausura y agradeciendo a los delegados, patrocinadores y socios por sus contribuciones y participación.
Además, el Congreso contó con una zona de exposición dedicada donde Novatech AS, Siemens AG, Böhmer GmbH, ITT Bornemann GmbH y otros mostraron su solución innovadora y los últimos avances.
DECARBON 2025 proporcionó información sobre los cambios previstos en el mercado, fomentando la colaboración e impulsando los esfuerzos hacia los objetivos de sostenibilidad de la industria. La próxima edición del evento se celebrará los días 9 y 10 de febrero de 2026 en Vösendorf, Austria, destacaron desde la organización.
La agenda del DECARBON 2026 ya se encuentra disponible en este link.
El Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía anunció el lanzamiento de una nueva edición del Programa de Formación de Líderes Energéticos (PFLE), que iniciará el 13 de marzo de 2025 y tendrá una duración aproximada de 4 meses, informó la representación de la entidad en el país.
Este programa, que se realizará de forma virtual a través de la plataforma Zoom, se llevará a cabo todos los jueves y el cuarto martes de cada mes, de 18:30 a 21:30 horas (UTC -3).
El Comité Argentino es el capítulo local del Consejo Mundial de Energía (WEC, por sus siglas en inglés), una organización no gubernamental que reúne a representantes de gobiernos, empresas y organizaciones de todo el mundo.
Su objetivo es promover el desarrollo sostenible de la energía, humanizando el rol de ésta y poniendo a las personas en el centro de la transición energética. A través de su red global, el WEC busca garantizar que la energía esté disponible y sea accesible para todos, favoreciendo la implementación de políticas energéticas justas y eficaces.
Un programa de estas características contribuye a generar líderes en el sector al proporcionar conocimientos técnicos especializados, desarrollar habilidades de gestión y fomentar la innovación. Permite a los participantes comprender a fondo las tecnologías emergentes, la regulación y las mejores prácticas, otorgándoles una ventaja competitiva. Fomenta la innovación y el pensamiento crítico, promueve el desarrollo de soluciones sostenibles y la adopción de nuevas tecnologías que transformen el sector energético.
Cada jornada de clases incluirá presentaciones por parte de docentes seguidas de espacios para intercambio y preguntas, promoviendo un ambiente de aprendizaje interactivo. Los participantes deberán cumplir con una asistencia mínima del 80% para acceder al examen y obtener el certificado correspondiente.
Para más información, los interesados pueden visitar el sitio web. Contacto: Comité Argentino de Energía / email: programadeformacion@cacme.org.ar.
La Argentina cuenta con minerales críticos como el litio y el cobre que resultan fundamentales para el proceso de transición energética. El país posee diversos proyectos que presentan un gran potencial y que serán clave para la electrificación y la electromovilidad. Frente a este escenario, el uso de la tecnología y la Inteligencia Artificial (IA), sumado a prácticas sustentables, resultan fundamentales para impulsar el desarrollo y mejorar los niveles de productividad. Accenture, la compañía dedicada a la consultoría estratégica, servicios tecnológicos y externalización, ha incorporado recientemente prácticas mineras basadas en IA y sostenibilidad en clientes en Chile, Brasil y Perú con el objetivo de agilizar los tiempos y garantizar la seguridad de los trabajadores. Gracias a esto desde la firma proyectan un futuro auspicioso para la Argentina con la incorporación de prácticas similares para aprovechar los recursos existentes.
En diálogo con EconoJournal, Sebastián Feldberg, líder de Industry X en Accenture, y Belén Arce, la gerente senior de Sustentabilidad de la compañía, dieron cuenta de los diferentes lineamientos que siguen las compañías del sector minero para incorporar prácticas mineras sostenibles, con foco en el cuidado del ambiente. También, cómo trabajan para integrar factores ambientales, sociales y de gobernanza (ESG, por sus siglas en inglés) sobre los que aplican diversas tecnologías, gracias al trabajo mancomunado con la empresa, para optimizar los procesos productivos a lo largo de toda la cadena de valor.
Feldberg indicó que “ahora se desarrolla la actividad minera con mucha tecnología para poder optimizar los procesos, pero también los recursos. Es importante comunicar y ser transparentes porque existe el miedo de la gente de perder su trabajo. La IA no va a eliminar puestos de trabajo, pero es necesario reconvertirse. Por eso, nosotros junto a las empresas del sector con las que trabajamos, debemos ayudar a la comunidad a que pueda hacerlo. No trata sólo de darles empleo”.
El representante de Accenture ejemplificó que el uso de la tecnología en las operaciones puede ayudar a desarrollar el litio a través de la implementación de agentes de IA, que ya se utilizan en otros lugares y que no van a reemplazar a los operarios, ingenieros, pero que sí los van a ayudar a mejor los estándares. Se trata de programas que pueden interactuar con su entorno para realizar tareas y alcanzar objetivos. Los humanos son quienes establecen los objetivos, pero los agentes de IA deciden cómo alcanzarlos.
En esa línea, Feldberg comentó un caso en el que trabajó la empresa en Chile sobre el que se aplicó la IA para detectar cuellos de botella en la cadena de valor. Allí, desde Accenture, implementaron diferentes modelos para analizar los diversos parámetros que permitieron dar recomendaciones sobre el seteo de las plantas mineras u otras sugerencias vinculadas a una baja en la velocidad de la molienda de las piedras que contienen los minerales.
Según lo que comentó el ejecutivo de Accenture, en sistemas más avanzados, estas recomendaciones se dirigen directamente a los sistemas de producción y desde allí los trabajadores ajustan los parámetros. “En ese estadio no hay intervención humana, pero hay sí supervisión, por eso son importantes los operarios. Los agentes de la IA dan recomendaciones rápidas, son copilotos”, remarcó.
El rol de la minería
Por su parte, Arce se refirió a la actividad minera y destacó que “la minería es un actor clave en la lucha contra el cambio climático. Tiene un rol en poder transformar la matriz energética de un montón de ciudades, siempre que hablemos de una minería responsable para garantizar el bienestar de los trabajadores y de las comunidades”.
En cuanto al trabajo de la empresa y el empleo de nuevas tecnologías en la industria afirmó que hoy existen “herramientas que se usan en minería para identificar consumos de energía, agua y cuestiones de preservación del ecosistema. Cuando uno encara un proceso minero debe entender qué flora y fauna existen en el territorio, y la tecnología puede ayudar para realizar monitoreos de forma satelital, capacitar a los trabajadores y proteger el ecosistema«.
“Nosotros implementamos una plataforma para poder entender toda esa información y cómo todo eso se puede transformar para ir en consonancia con los lineamientos internacionales. Si no hay información es muy difícil garantizar esa transparencia. La gobernanza y la forma en la que se comunica de manera tecnológica es fundamental y acá nuestro expertise es clave”, advirtió Arce.
También, la referente de Accenture explicó que las evaluaciones ambientales que se realizan en la industria de forma periódica se han sofisticado en el último tiempo y que demuestran que la responsabilidad de hacer una producción o inspección carbono cero es igual de importante que la protección de los colaboradores y que para eso la tecnología va a ser fundamental para acompañar en esos desafíos.
Aplicación de tecnología en Latinoamérica
Feldberg contó que participó de la puesta en marcha de un centro de operación remota en Chile en un proyecto que se ubica a 60 kilómetros de Santiago desde el cual se opera toda la cadena de valor completa, desde la mina hasta el puerto. En esa línea, detalló que este centro se tuvo que realizar porque existían muchos problemas en relación con la optimización. “Esto va a empezar a venir acá y es algo que trasciende a las industrias. Ya lo vimos con el Real Time Intelligence Center que inauguró YPF», remarcó.
“Con el centro que inauguramos se pudo captar más talento y además esto ayuda a dejar de exponer a la gente a los riesgos. Es un ambiente inclusivo. Antes las personas estaban distanciadas, ahora trabajan al lado y se obtienen mayores resultados. Allí luego se incorporó la IA para mejorar los resultados. Se logró una mejora en la calidad de vida, pero hubo desafíos en cuanto a lo que es la gestión del cambio, pero eso también es importante incorporar tecnología”, consideró el líder de Industry X de Accenture.
¿Cuáles son los desafíos?
Respecto a los desafíos que deberán sortear las empresas mineras – y las del sector energético en general- Arce aseguró que desde la mirada ambiental tendrá que ver con lograr la conexión en las operaciones y poder desarrollar la economía circular. “Se debe entender el rol que los residuos mineros tienen no sólo en su propia huella de producción, sino también sobre en las comunidades”, explicó.
Como segundo punto, la gerente senior de Sustentabilidad marcó el sostenimiento en el tiempo de la licencia social y el diseño de programas educativos y de salud a fin de “poder dar habilidades para que la comunidad pueda participar de la industria y de la cadena de valor siendo proveedor. También, tener un reporte más sofisticado, auditado y cada vez más preciso. Establecer espacios de diálogo y conversación constante con la comunidad. No es sólo enviar una nota y volver en el año. Hay que saber cuáles son los intereses puntales de la comunidad”, afirmó.
Feldberg advirtió que una de las cuestiones que se debe resolver para impulsar el desarrollo y adoptar todas las soluciones que mejoren los procesos es la infraestructura, puesto que aseveró que aún hay operaciones en el norte de la Argentina que siguen trabajando con diésel porque no están interconectadas a la red de electricidad.
“Tiene que haber un plan del gobierno para que existan otras soluciones. Hay informes que dicen que la minería en unos cinco o siete años puede exportar US$ 47.000 millones, pero esto requiere talento y mucha infraestructura. Las inversiones empiezan a aparecer con el RIGI. Sin embargo, tiene que existir un plan de infraestructura para energía. Parte de nuestro rol es cómo nosotros ayudamos a articular con nuestros clientes para que haya acuerdos entre las empresas para abastecer de energía”, planteó el ejecutivo de Accenture.
Por último, se refirió al trabajo de la empresa en la Argentina y exhibió que existen muchas sinergias. “Hace dos años que estamos trabajando para ver cómo podemos avanzar y posicionar al país. Comenzamos a hacer alianzas con las empresas de construcción y tenemos un plan estratégico que consiste en crecer, en capacitar personas. Estamos proyectando abrir oficinas en las locaciones más importantes para la industria minera en la Argentina. Esto es un hecho, apalancado desde la sustentabilidad con todo lo que aprendimos en África, en Mongolia, para brindar todo lo que sabemos”, finalizó.
El Sindicato del Petróleo y Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz continúa con el paro por tiempo indeterminado que anunció el miércoles para intentar forzar la salida definitiva de YPF de la provincia. “Hace más de un año que estamos esperando que se vayan. No los queremos más en Santa Cruz”, expresó el titular del gremio, aseguró el secretario general del gremio, Rafael Güenchenen.
El sindicato responsabilizó a YPF por la crisis que atraviesa la actividad en la provincia luego de que la compañía controlada por el Estado nacional anunciara su decisión de irse de Santa Cruz para concentrarse en Vaca Muerta. “Si ya tomaron la decisión de irse, que lo hagan rápido. No queremos esta YPF que solo genera desocupación”, disparó Güenchenen.
“Hace más de un año fuimos responsables porque entendíamos que era una discusión donde se ponía el juego de la actividad, donde no queríamos complicar la situación; porque también son los yacimientos más grandes y son los yacimientos que más aportan a las arcas de la provincia y de los municipios, que es con lo que pagan salarios. Fuimos responsables, esperamos. Pero acá ya no va más. No hay más tiempo. Hace un año nos dijeron ustedes que se querían ir”, remarcó. YPF avanzó las últimas semanas con un proceso de readecuación de su estructura operativa de las áreas que opera en Santa Cruz. Son campos maduros con costos de desarrollo que están por encima de los que puede absorber el negocio. A raíz de eso, la petrolera bajo control estatal puso en marcha un programa de retiros voluntarios y jubilaciones que redujo la dotación de personal en las áreas en unos 1700 trabajadores tanto propios como especialmente de empresas contratistas de servicios.
“Si ya tomaron la decisión de irse, que lo hagan rápido. No queremos esta YPF que solo genera desocupación”, aseguró Rafael Güenchenen.
Quienes podrían reemplazar a YPF
EconoJournal informó el mes pasado que en el esquema de salida que se negocia con el gobernador Claudio Vidal es central el rol de CGC, la petrolera que conduce Hugo Eurnekian, el principal productor de hidrocarburos en el flanco norte de la provincia. Motorizada más que nada por un movimiento defensivo para evitar que un retiro caótico de YPF derive en una descomposición total que arrastre al resto de los jugadores del sistema petrolero en la provincia, CGC lidera una mesa de negociación que incluye a otros actores privados que tiene interés en los yacimientos.
La estrategia prevé que en un solo movimiento, que se materializará a través de un decreto firmado por Vidal, YPF traspasará a CGC todos sus bloques que posee en la provincia agrupados en cinco clúster de campos. Sin embargo, la petrolera de Corporación América sólo conservará la operación de uno de ellos, conformado por Cañadón León y Meseta Escondida. Los cuatro clústers restantes serían transferidos a otras compañías, entre las que figuran Patagonia Resources, Crown Point, Roch e Ingeniería Alpa.
La Facultad de Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires y la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLYF) firmaron el martes un convenio para difundir el programa de actualización sobre Energía y Desarrollo Económico que se dictará de modo virtual en esa casa de estudios entre marzo y julio de 2025, los martes y jueves de 18:30 a 20:30 horas.
Por parte de la FATLYF participó su secretario general, Guillermo Moser, acompañado por Juan Miranda, director de FUNDALUZ XXI. El dirigente gremial destacó la iniciativa, señalando la necesidad de profundizar la formación y los conocimientos en el funcionamiento de un sector central para la economía nacional.
Por su parte, el subsecretario de maestrías de la Facultad de Ciencias Sociales, Emanuel Porcelli, celebró el acuerdo alcanzado resaltando la importancia de la participación activa de los trabajadores del sector en las actividades de formación impulsadas por la universidad pública.
La coordinación académica del programa de actualización estará a cargo del ex subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo.
Objetivos del curso
El propósito del programa de actualización es abordar los conceptos básicos que explican el funcionamiento y desarrollo del sector energético en sus distintas etapas históricas, y su relación con las condiciones de desarrollo económico y social. Se propone estudiar la organización del sector energético en la Argentina durante el siglo XX, puntualizando en los desafíos económicos, regulatorios y de infraestructura que se presentan en la actualidad. En este sentido, se reflexionará sobre el desempeño reciente del sector energético local y su impacto en el desarrollo de la economía nacional y de la sociedad, destacando los cambios implementados en la organización y regulación de la industria eléctrica y los hidrocarburos.
Adicionalmente, se propone realizar un repaso sobre las tendencias globales del sector durante las últimas décadas, destacando especialmente el proceso de transición energética y las alternativas abiertas tanto nacionales como regionales, lo cual permitirá debatir sobre escenarios deseables en el mediano y largo plazo.
A lo largo de la cursada se abordarán los elementos técnicos fundamentales que hacen al funcionamiento tanto de la producción de los hidrocarburos como del sector eléctrico en la Argentina, con el objetivo de que los/as alumnos y alumnas tomen conocimiento sobre el funcionamiento básico sectorial relacionado con las distintas técnicas de producción de hidrocarburos, las distintas fuentes de generación de energía eléctrica y las características de la matriz energética local en la actualidad y en las distintas etapas de la historia reciente.
Plantel docente
El programa de especialización cuenta con la coordinación académica de Federico Basualdo, ex subsecretario de Energía Eléctrica durante la presidencia de Alberto Fernández.
El plantel docente estará integrado además por Mariano Barrera; Nuria Mendizabal; Víctor Bronstein; Esteban Serrani; Sebastían Bonetto; Mariela Koremblum; Francisco Nercesián, Amparo Posse, Nicolás Malinovsky, Gabriel Ledrand, Miguel Rechimuzzi, Alejandro Estevez, Miguel Marquez, Gustavo Delbon y Sergio Vázquez, entre otros.
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial resaltó que durante diciembre de 2024 la producción aumentó un 4% respecto al mes anterior. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa que también hubo crecimiento del 21%. El acumulado del año para este mes refleja valores negativos, cayendo un 2%, afectado por todos los subsectores.
A su vez, la reseña elaborada por la CIQyP® indicó que las ventas locales presentaron similares caídas del 9%, tanto en la variación intermensual (de acuerdo a las empresas dado el menor volumen y precios de venta) como en la interanual. En cuanto al acumulado del año, también se observó una baja.
Las exportaciones
En el caso de las exportaciones, en el informe realizado por la Cámara se observaron caídas del 16% respecto a noviembre 2024. En cuanto a la variación interanual se destacó un aumento importante, del 85%, favorecido por los subsectores básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año está en un 40 % arriba, ayudado por todos los subsectores. Los datos proporcionados corresponden a las empresas que informan al reporte de la CIQyP® y no a la totalidad del sector, con lo cual la balanza comercial del sector es diferente a la que se deriva de los datos reportados.
Durante diciembre de 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 6,89% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 0,37% en las importaciones y del 9,04% en las exportaciones.
La producción
Por su parte, el relevamiento de la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), indicó que la producción cayó con respecto a noviembre de 2024; mientras que tanto interanualmente como en el acumulado del año creció un 16% y un 5%, respectivamente. Por su parte, las ventas locales presentaron números negativos en las 3 variaciones: mensual, interanual y acumulada. En tanto, las exportaciones presentaron una suba del 50% interanualmente; pero sendas caídas respecto al mes anterior y en el acumulado del año.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante diciembre de 2024 tuvo un uso promedio del 65% para los productos básicos e intermedios y del 89% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante diciembre pasado, alcanzaron los 293 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.842 millones en todo el año 2024.
Con relación a los datos otorgados por el informe mensual y último del 2024, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que «los datos del sector representan las mismas tendencias de la industria en general, con algunos datos alentadores en producción, pero aún con datos preocupantes en ventas internas pero una mejor tendencia de las exportaciones. Sin embargo, somos optimistas con respecto al año 2025, ya que los productos químicos y petroquímicos son esenciales para el sector industrial en general”.
La delegación de Neuquén de la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (Uocra) de Neuquén encabezó este jueves una protesta que impidió el ingreso al yacimiento Sierra Barrosa -que opera YPF- en reclamo porque se cumpla el cupo 80/20 que establece que se priorice la contratación de personal de Cutral Có y Plaza Huincul en las obras que se realizan en esa zona.
La medida de fuerza fue contra la empresa AESA, subsidiaria de YPF, y terminó con incidentes que enfrentaron a piedrazos a distintas facciones del gremio de la construcción cuando impedían el paso de los transportes que llevaban a los trabajadores. En medio del conflicto, la otra facción del gremio -liderada por Juan Carlos Levi- denunció a la subsecretaría de Trabajo una retención de tareas motivada por la violencia ejercida desde el otro bando.
En conversación con EconoJournal, el secretario general de Uocra Neuquén, Victor Cárcar, afirmó que “el cupo pactado no se respeta nunca. Sobre los oficiales especializados no tenemos problemas, pero a los ayudantes los tienen que sacar de la comarca”. El sindicalista aseguró que, a pesar de lo pactado, la empresa contrata personal desde otras zonas de Neuquén, lo que derivó en la protesta de este jueves, que se levantó luego de que AESA los convocara a una reunión para el próximo lunes.
Neuquén mantiene la construcción
Cárcar atribuyó el conflicto a una situación puntual y remarcó que, diferencia de lo que sucede en otras zonas del país, en la provincia la ocupación en la construcción es muy buena gracias al impulso que Vaca Muerta le da a la actividad: “En la parte civil tenemos mucha ocupación. En la ciudad de Neuquén se construye un edificio al lado del otro. Actualmente tenemos 20.000 trabajadores ocupados de los cuales 12.000 están en la ciudad y unos 7 u 8.000 en el petróleo”.
Con respecto a la actividad petrolera, afirmó que “hay una baja en los yacimientos que se ha notado en los últimos meses”. Cárcar sostuvo que esta caída tuvo que ver con que algunas obras que proyectaban las operadoras petroleras aún no comenzaron, pero estimó que la situación se revertirá a principios del segundo semestre de este año. En este sentido, comentó que “sabemos que una de las grandes obras será en Los Toldos II Este”, dijo en relación al yacimiento de Tecpetrol donde se proyecta emplear a unas 3.000 personas y agregó que también tienen en la mira el desarrollo que Pampa Energía planea en Rincón de Aranda.
“Las expectativas con el sector petrolero son buenas, aunque las obras se están corriendo de lugar. Vaca Muerta necesita transporte y los trabajos que se vienen están del lado de Río Negro”, sostuvo luego en referencia a la segunda etapa del oleoducto Vaca Muerta Sur y los proyectos para exportar Gas Natural Licuado (GNL).
En este contexto, señaló que aún así no les preocupa el impacto que esto pueda tener en la provincia debido a que el personal calificado es muy demandado: “Ahora estamos terminando el tramo del VMOs que llega a Allen y sabemos que para la segunda etapa se necesitará mano de obra calificada que está en Neuquén”.
Protesta en Río Negro
A la par que la delegación de Neuquén protestaba en Sierra Barrosa, la seccional de Río Negro lo hacía en los puentes carreteros que unen Neuquén con Cipolletti. Cárcar comentó que, pese a la cercanía, la situación en la provincia rionegrina es mucho más compleja debido al parate en la obra pública: “No hay rutas ni grandes obras”, expresó.
Por su parte, Juan Garrido, secretario general de Uocra Río Negro, afirmó en declaraciones radiales que “venimos castigados. Hemos perdido más de 100 mil puestos de trabajo en el país sin obra pública. Hay desocupación, incertidumbre y compañeros que no pueden jubilarse al no poder completar sus aportes”.
Según el último informe elaborado por Indec sobre los indicadores de la construcción a nivel nacional, el acumulado de los doce meses de 2024 presentó una baja de la actividad del 27,4% respecto al 2023. En cuanto a los puestos de trabajo, registraron una caída del 13% en el mismo período.
Nucleoeléctrica Argentina finalizó una de las primeras tareas del proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I. La empresa generadora informó que se completó el vaciado del núcleo del reactor, lo que habilitará el despliegue de nuevas tareas dentro del recinto. El proyecto permitirá que la central sea más segura y más eficiente, con ciclos de operación más largos.
El vaciado del reactor finalizó el domingo 2 de febrero. Los 241 elementos combustibles fueron retirados del reactor tras 126 días de trabajo, lo que arroja un promedio de 1,9 elementos retirados por día. Cada elemento tiene una longitud de 5,3 metros. Los elementos fueron alojados en la pileta de enfriamiento dentro de la zona radiológicamente controlada.
Tras el vaciado se podrá proceder con la descontaminación de radiación dentro del circuito primario del reactor, el próximo hito o gran tarea obligatoria importante en el proyecto. Para esta tarea se contrató a la empresa francesa Framatome. Los técnicos de Framatome arribarán al país en los próximos días y la tarea comenzará el 1 de marzo.
Mientras tanto, la empresa avanza con las obras de ampliación del acceso a zona radiológicamente controlada que permitirán el flujo cómodo del personal necesario durante las etapas más exigentes del proyecto.
Más segura y eficiente
Atucha I salió de servicio el pasado 29 de septiembre al finalizar su primer ciclo de operación de cincuenta años. El proyecto en curso incluye la ejecución de 41 tareas obligatorias para garantizar su operación segura y conforme a las exigencias de la Autoridad Regulatoria Nuclear. Al mismo tiempo, se realizarán 251 subproyectos que incrementarán la eficiencia de la central, de los cuales 78 ya se han finalizado.
Las mejoras propuestas permitirán proponer la extensión del intervalo entre paradas de mantenimiento, que se espera pase de 12 a 18 meses. Esto reduciría la demanda sobre los sistemas de seguridad y mejoraría la continuidad operativa, elevando el factor de carga actual al 88%.
La globalidad del proyecto, que incluye la extensión de vida del reactor de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), demandará una inversión equivalente a US$ 673 millones. La parada técnica actual tiene una duración estimada de 30 meses.
Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, amplió su participación en el sector minero al convertirse en el mayor accionista de AbraSilver Resource, empresa a cargo del proyecto de oro y plata Diablillos, ubicado en Salta, y del desarrollo de cobre La Coipita, en San Juan.
La generadora eléctrica amplió su peso en el sector minero a través de su subsidiaria Proener S.A.U. que ahora posee el 9,9% de la participación en AbraSilver, empresa que cotiza en la Bolsa de Canadá.
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 cubre el 20,13% del mercado. La generadora había ingresado al sector minero en 2024 con la adquisición de una parte menor del proyecto Diablillos (donde también desembarcó el gigante canadiense Kinross Gold valuado en US$ 45.000 millones). También acaba de ingresar al negocio del litio con una inversión en el proyecto Tres Cruces (3C) en Catamarca.
Oro, plata y cobre
El proyecto Diablillos es 100% propiedad de AbraSilver y es uno de los desarrollos más relevantes de oro y plata del país. La compañía “completó recientemente una exitosa colocación privada alcanzando un total de US$ 58,5 millones en financiamientos, destinados a acelerar el avance del proyecto, con especial objetivo de realizar el Estudio de Factibilidad y llegar a 2026 en condiciones de comenzar la construcción de la planta”, destacó Central Puerto en un comunicado.
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, señaló que «esta inversión reafirma nuestro compromiso con el desarrollo de la minería en la Argentina y consolida nuestro objetivo de posicionarnos como un actor clave en la producción de metales preciosos. Al aumentar nuestra participación accionaria, respaldamos el crecimiento de este proyecto y contribuimos al desarrollo económico de la región. Diablillos representa una oportunidad única para la región y nuestra empresa, ya que cuenta con reservas de oro y plata de alta ley y un potencial de producción significativo».
“Central Puerto ha avanzado en su estrategia de diversificación hacia el sector minero con inversiones clave en proyectos estratégicos. En 2024, ingresó al capital de AbraSilver, fortaleciendo su presencia en el sector de metales preciosos. Posteriormente, amplió su participación en la industria del litio con la adquisición de una importante participación accionaria en la empresa 3C Lithium, propietaria del proyecto Tres Cruces en Catamarca”, afirmó la generadora.
Pampa Energía lideró el segmento de generación eléctrica durante 2024 y se consolidó como la empresa privada que más energía generó. Según informó Cammesa, el año pasado la firma entregó al sistema un total de 21.743.200 MWh, a través de sus nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa, destacó: “Este logro es resultado del gran trabajo de todo el negocio de generación de Pampa, que hacen que nuestras plantas tengan grandes índices de confiabilidad, eficiencia y disponibilidad”.
El ejecutivo precisó que estos números representan el resultado de las inversiones que realiza Pampa año tras año para sumar capacidad instalada.
Energía generada
El aumento en la energía generada fue posible, entre otros factores, porque en 2024 la compañía inauguró el Parque Eólico Pampa Energía VI en la localidad de Bahía Blanca, según precisaron a través de un comunicado.
El parque cuenta con una potencia de 140 MW y demandó una inversión de 260 millones de dólares.
En la actualidad, Pampa opera 5.472 MW de potencia de generación y desde 2018 es la empresa privada que más energía genera en la Argentina.
Hugo Cabral, un empresario argentino fundador de Capetrol, una pequeña compañía petrolera, se asoció con unXtellus Capital Partners, un fondo con base en Nueva York que es dirigido por ejecutivos del ex VTB Capital, uno de los principales bancos rusos, para adquirir dos activos hidrocarburífero de Enap Sipetrol en el país.
Cabral y Xtellus Capital Partners crearon la empresa Oblitus Internacional, controlada por el fondo de inversión y constituida en Gran Bretaña, para firmar el contrato de adquisición de la participación de Sipetrol, filial local de la petrolera estatal chilena, en Magallanes, un bloque offshore ubicado en la cuenca Austral, y Campamento Central, un campo ubicado en Chubut.
Hugo Cabral, el primero desde la izquierda, al momento de la firma del contrato de adquisición de Enap Sipetrol Argentina.
Oblitus se comprometió a pagar US$ 41 millones por los dos activos. A fines de enero, desembolsó un anticipo del monto acordado. El resto se abonará recién cuando se perfeccione la operación y el comprador consiga la aprobación del traspaso de las concesiones petroleras por parte de los estados provinciales de Chubut y Santa Cruz. Ese proceso podría extenderse durante varios meses, en particular porque implicará regularizar documentación que acredita la titularidad de una de las dos áreas, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la operación.
Cabral es un abogado con más de 30 años de experiencia en la industria de Oil&Gas. Tras pasar varios años en Capsa, una de las principales operadoras independientes de la Argentina, Cabral fundó Capetrol, una pequeña compañía que entre 2017 y 2019 tomó la explotación de yacimientos en la cuenca del Golfo San Jorge (Sarmiento, Río Mayo y José Segundo en Chubut). La firma enfrentó problemas financieros en los últimos años al no poder cumplimentar en tiempo y forma su programa de Obligaciones Negociables (ON).
Xtellus Capital Partners es un fondo —con foco en el trading de activos— cuya primera línea está integrada por directivos con pasado en el VTB Capital Bank, un banco de inversión de Rusia. Su CEO es Paul Swigart, que está flanqueado por Stephen Zak y Pavel Lvov.
A dos bandas
Si consigue la autorización de las autoridades de aplicación provincia, Oblitus pasará a operación Magallanes, un campo offshore en la cuenca Austral, que produce unos 400 metros cúbicos (m3/día) de petróleo que exporta desde la terminal de Punta Loyola y alrededor de 1,5 millones de m3/día de gas natural, según datos del IAPG. Se trata de un campo ubicado en el estrecho homónimo con complejas condiciones climatológicas de operación. Enap Sipetrol adeuda, además, el desmantelamiento (decommissioning) de una vieja plataforma de explotación en el mar que lleva décadas en actividad. Ese trabajo, que deberá concretarse en los próximos años, podría demandar decenas de millones de dólares.
A su vez, Oblitus se quedará con el 50% de Campamento Central, un área que era operada por YPF en Chubut, que recientemente fue transferida a Pecom, que se quedó con el otro 50% del paquete accionario de ese bloque. La empresa del grupo Perez Companc posee el derecho de preferencia (first refusal o ROFR, por sus siglas en inglés) para adquirir la participación de Sipetrol en el campo, pero no es seguro que ejecute esa opción. El esquema con el que Oblitus y Enap valorizaron los activos incluidos en la operación es curioso: acordaron que el precio de compra del 50% de Campamento Central asciende a más de US$ 37 millones, mientras que Megallanes fue ponderada con una cifra mucho menor, de alrededor de US$ 4 millones, según indicaron a este medio dos fuentes privadas sin contacto entre sí.
“La forma en que se valorizaron los activos parece una estrategia artificial de Oblitus para poder negociar con Pecom con un mayor poder de negociación. Pecom pagó a YPF US$ 25 millones por la operación y el 50% de Campamento Central. Veremos si está dispuesto a pagar más que ese precio por el otro 50%”, explicó un directivo que participó del proceso que realizó Enap Sipetrol.
Una de las plataformas de explotación de Enap Sipetrol en Magallanes en la cuenca Austral.
La empresa minera McEwen Copper, del grupo canadiense McEwen Mining, presentó la solicitud de adhesión del megaproyecto de cobre Los Azules al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones de Argentina (RIGI). Lo hizo a través de la subsidiaria Andes Corporación Minera, que lleva adelante el megaproyecto de cobre ubicado en la provincia de San Juan.
El desarrollo de Los Azules implica una inversión estimada de US$ 2.700 millones, de los cuales US$ 227 millones son los que la minera canadiense presentó bajo el RIGI “para completar el estudio de factibilidad, realizar exploraciones adicionales y trabajos preliminares a fin de lograr que el proyecto esté listo para iniciar la construcción”, informó McEwen Copper.
Además, la compañía estima una inversión adicional de US$ 2.500 millones para la fase de construcción de la mina y las instalaciones de producción como una ampliación futura del proyecto RIGI.
Una vez que la autoridad apruebe la adhesión de Los Azules al RIGI, “el proyecto tendrá acceso a varios beneficios, incluyendo una reducción del 35% al 25% en la tasa de impuesto a las ganancias corporativas, alivio del pago del impuesto al valor agregado durante la construcción, exención de los derechos de exportación y exclusión de la obligación de ingresar el resultado de las exportaciones al país, además de estabilidad por 30 años y acceso a arbitraje internacional en caso de disputas”, añade el comunicado de la minera.
En 2026, McEwen Copper estima comenzar la construcción, que tendrá su fase masiva en 2027 y 2028. El objetivo es alcanzar la primera producción de placas de cobre industrializado en la Argentina a partir de 2029.
Robert McEwen, presidente y principal propietario de McEwen Mining, destacó: «Argentina vuelve a abrir sus puertas a la actividad empresarial. La introducción del RIGI proporciona tanto estabilidad como incentivos para las inversiones en infraestructuras a gran escala. Así lo demuestran las recientes e importantes transacciones en el sector minero de Argentina, todas ellas destinadas a mejorar el nivel de vida de los argentinos y a ofrecer una rentabilidad razonable a los inversores”.
Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper, y gerente de Los Azules, agregó que «el proyecto es uno de los 10 proyectos de cobre más importantes por el volumen de sus recursos y viene realizando avances sustanciales en los últimos años. La reciente aprobación del permiso medioambiental para la construcción y explotación marca un hito significativo. El RIGI representa un avance clave para Argentina, puesto que mejora el acceso al capital para la ejecución de proyectos vitales de infraestructura, incluyendo Los Azules”.
El avance de la gasificación y de la electrificación del transporte automotor en China comienzan a ponerle un techo a su demanda de petróleo crudo. Las importaciones de crudo cayeron el año pasado tras tocar un récord en 2023. Viene aumentando considerablemente la venta de coches eléctricos y de camiones con motores impulsados con gas natural o eléctricos.
Un reporte publicado por la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés) destaca que China importó 11,1 millones de barriles por día en 2024. Es una pequeña merma respecto del récord de 11,3 millones de bpd importados en 2023. Por otro lado, el reporte estima que el país consumió 16,3 millones de bpd de petróleo y otros combustibles líquidos y que su producción nacional de petróleo crudo promedió 4,3 millones de bpd.
Las refinerías procesaron 14,2 millones de barriles diarios, una merma respecto de los 14,8 millones diarios procesados en 2023. La EIA destaca entre los motivos una caída neta en el consumo de combustibles para el transporteautomotor. Los datos mensuales de la Oficina Nacional de Estadísticas y la Administración General de Aduanas de China indican que el consumo tanto de naftas como de jetfuel creció en 2024, mientras que el consumo de gasoil volvió a caer. Estas estimaciones son preliminares y están sujetas a revisión hasta fines de 2025, cuando China publique los datos de consumo anual.
Fuente: Administración de Información Energética de los EE.UU.
Gasificación y electrificación del transporte
El menor dinamismo en el crecimiento del PBI pesa sobre la demanda de gasoil en China. No obstante, el avance de la gasificación y de la electrificación sobre el transporte pesado también comienzan a afectar la demanda del combustible. Una tendencia similar ocurre con la demanda de naftas debido a las crecientes ventas de coches eléctricos.
Un reporte de la consultora McKinsey sobre las ventas de camiones en China en el año 2023 señala que sobre el total de unidades vendidas el 25% fueron a gas natural comprimido (GNC) o licuado (GNL), contra un 69% de unidades a gasoil y un 5% de unidades eléctricas. Los camiones a gasoil representaron el 94% de las ventas en 2018.
El mercado de camiones se achicó en los últimos años, pasando de 1,05 millones de unidades vendidas en 2018 a 615.000 unidades en 2023 según la consultora. Dentro de las unidades vendidas en 2023, unas 153.000 fueron con motores a gas natural. No obstante, la participación de este tipo de motores se sigue consolidando, con 108.862 camiones a gas vendidos solo en la primera mitad de 2024, según la firma CVWorld.
La consultora Wood Mackenzie estimó que por el avance de la gasificación se perdió una demanda de 220.000 barriles de gasoil en 2023. La cantidad de camiones diésel alcanzó su punto máximo en 2021 y ha ido disminuyendo desde entonces. La consultora proyectó que la participación del gas natural en la flota total de camiones aumentará a más del 9% en 2024.
Por el lado de las naftas, el EIA estima que la demanda total terminó arriba respecto del 2023, aunque con matices. El consumo promedio de naftas fue de 3,2 millones de bpd en agosto de 2024, un 14% menos que en agosto de 2023. La tendencia continuó en septiembre y octubre, con menores demandas que en los mismos meses de 2023. En cambio, entre enero y julio del año pasado se consumieron más naftas que en el mismo período de 2023.
Pico de consumo de crudo
El gigante Sinopec proyectó que China alcanzará el pico en su consumo de petróleo en 2027 a medida que la demanda de gasoil y de naftas se debilita.
El consumo de crudo en 2027 sería de 16 millones de barriles por día, apenas por encima del consumo que la EIA estimó en 15,6 millones de barriles diarios en 2024. La demanda de naftas y gasoil se reduciría con la difusión del GNL y de los vehículos eléctricos, por lo que el sector petroquímico acabará consumiendo más petróleo que el sector del transporte.
Sinopec proyecta que la demanda de gasoil caerá en un 5,5% interanual en 2024, ya que los camiones propulsados por gas natural representaron el 22% de las ventas de camiones en los tres primeros trimestres de 2024.
La tormenta provocó una fuerte baja de la temperatura y alivio en el Área Metropolitana de Buenos Aires. Luego de que la máxima llegara este lunes a las 16 horas a los 38,5 grados, descendió más de 20 grados hasta los 16,7 grados registrados a las 6 de la mañana del martes. Como consecuencia del temporal y las fuertes ráfagas de viento 330 mil usuarios se quedaron sin luz durante la madrugada.
La mayor interrupción en el suministro se registró a las 6:45 AM con 237.437 usuarios de Edenor y 92.566 usuarios de Edesur. El área de concesión de Edenor fue la más afectada porque la tormenta ingresó por la zona de Moreno, General Rodríguez, Pilar y Escobar. Luego hubo ráfagas de casi 100 kilómetros por hora en Tigre y San Fernando. Según fuentes oficiales, esa situación provocó la salida de servicio de las líneas 671 y 672 de 132 kv.
Los fuertes vientos voltearon numerosos árboles en la zona norte del AMBA.
Desde la distribuidora confirmaron la información a EconoJournal y aseguraron que “actuaron las protecciones de esas líneas para así evitar un daño mayor sobre las instalaciones”.
-¿Las protecciones se activan por el viento? –preguntó este medio.
-Viento y elementos que vuelan sobre el tendido (ramas, chapas y árboles). Está vinculado directamente con el horario donde e inició la tormenta de la madrugada.
Pocos minutos antes de las 11 AM aún quedaban 31.000 clientes sin servicio en el área de Edenor. “El suministro se va a normalizar de forma paulatina debido a las precauciones que deben tomarse en materia de seguridad, para cuidar la integridad de todos. Pueden existir ramas o chapas que hayan caído sobre las líneas de electricidad, por lo cual es necesario asegurarnos que no existen elementos sobre el tendido eléctrico previo a normalizar el servicio”, concluyeron desde Edenor.
La mayor interrupción en el suministro se registró a las 6:45 AM con 237.437 usuarios de Edenor y 92.566 usuarios de Edesur.
Récord de consumo
La tormenta llegó luego de un día de calor agobiante en el que se batió el record de consumo eléctrico. Tal como informó EconoJournal, el lunes a las 14:45 la demanda trepó a 30.240 MW. superando los 29.653 MW del 1° de febrero de 2024.
Las usinas térmicas fueron las grandes responsables de cubrir la oferta con 17.065 MW. Las grandes hidroeléctricas aportaron 5.706 MW, los parques de generación renovable sumaron 5.036 MW y las centrales nucleares generaron en el pico alrededor de 1.326,5 MW, según datos de Cammesa. Además, en el momento de mayor consumo se importaron unos 1500 MW de Brasil, 107 MW de Bolivia y 20 MW de Paraguay.
Por la ola de calor, este lunes 10 de febrero la Argentina superó el récord histórico de consumo de electricidad al llegar al pico de demanda de 30.240,2 MW. Con este registro, el consumo a nivel nacional superó los 29.653 MW del 1° de febrero de 2024, la marca más alta hasta el momento. El récord de demanda en el Sistema Interconectado Nacional (SADI) se registró a las 14:45, según información deCammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Entre las 14:35 y 15:40 la demanda se mantuvo por encima de los 30.000 MW.
El récord se registró durante la ola de calor que afecta a gran parte del país, que provocó temperaturas superiores a los 40 grados en varias provincias. En el Noreste Argentino (NEA) se llegó a marcas de 42 grados y en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se consume más del 50% de la energía del país, las marcas llegaron a superar los 37 grados.
Fuentes privadas del sector eléctrico afirmaron que “el récord se hubiese alcanzado a las 14, pero a esa hora el NEA tuvo un colapso de tensión”, tal como viene teniendo en los últimos días, que provocó una disminución de 1.176 MW que impidió que la curva de la demanda continúe creciendo como lo venía haciendo desde la mañana. Sin embargo, el alto requerimiento continuó en el SADI y la demanda creció minutos más tarde para llegar al pico de consumo 45 minutos después del colapso en el NEA.
Según información del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), en el AMBA las distribuidoras no registraron grandes cortes en sus redes. Al momento del pico de demanda, Edesur y Edenor tenían cada una alrededor de 4.000 usuarios sin suministro eléctrico en el AMBA.
Generación
Las usinas térmicas fueron las grandes responsables de cubrir la oferta con 17.065 MW. Las grandes hidroeléctricas aportaron 5.706 MW, los parques de generación renovable sumaron 5.036 MW y las centrales nucleares generaron en el pico alrededor de 1.326,5 MW, según datos de Cammesa.
Un factor determinante para que el país pueda cubrir la demanda tiene que ver con las cantidades de energía eléctrica que puede importar de Brasil. En el momento del récord la Argentina contó con 1.500 MW del país vecino. Además, el SADI sumó 107 MW de Bolivia y 20 MW de Paraguay.
Colapso
Fuentes vinculadas a Cammesa indicaron que el colapso en el NEA fue a las 13:56 y se debió a “una disminución de demanda de 1.176 MW por variación de tensión coincidente con la apertura de alimentadores en 13,2 kilovations (kV) de la Estación Transformadora San Martin, de los cuales 1.072 MW corresponden al área NEA en las provincias de Chaco (569 MW), Formosa (249 MW) y Corrientes (254 MW) y, además, hubo una disminución de 110 MW en el área Litoral, la cual se comienza a normalizar paulatinamente”.
Además, agregaron las mismas fuentes, “se observa una disminución de generación de 84 MW de los cuales 60 MW corresponden a variación del Parque Solar Pampa del Infierno y las restantes (usinas térmicas) a SPENDI01 (16 MW), BARDDI01 (24 MW), LBLADI01 (7 MW), PIRADI01 (13 MW)” y añadieron que las causas de las fallas “se están investigando”.
La región del Noreste Argentino (NEA) viene registrando colapsos de tensión de electricidad de manera diaria donde pierde más de la mitad de la demanda de energía. Están provocados por el aumento del consumo energético de los usuarios ante las altas temperaturas de la región, que incluso superan los 40°. El sistema eléctrico opera estructuralmente al límite y, según indicaron a EconoJournal distintas fuentes del sector eléctrico, los colapsos van a continuar.
En la última ola de calor que afectó al centro y norte del país, las provincias del NEA como Formosa, Chaco, Corrientes y -aunque en menor medida- Misiones, llegaron a perder más del 50% de la demanda eléctrica durante los colapsos. El NEA es hasta ahora la región del país que más problemas ha venido teniendo, sobre todo en el sistema de transporte.
Los colapsos de tensión y cortes de suministro eléctrico pueden repetirse en breve ya que, por ejemplo, la ciudad de Resistencia espera al menos cuatro días consecutivos con temperaturas de 40° hasta el miércoles de la semana que viene.
En el AMBA, la zona de mayor consumo eléctrico del país, la temperatura podría llegar a los 36° el próximo lunes. Para el mismo lunes 10 de febrero, Cammesa, la compañía que Administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), espera una demanda de 28.459 MW, cerca de los 29.653 MW, el récord histórico de consumo del 1° de febrero de 2024.
Colapsos
El lunes 3 de febrero una falla en una línea de media tensión de 33 kilovoltios ubicada en la Estación Santa Catalina de la provincia de Corrientes derivó en un colapso de tensión que afectó al NOA y el NEA recortando la oferta en 2600 MW. Un problema similar ocurrió el martes al mediodía en el NEA y hubo una restricción de la demanda cercana a los 1200 MW.
La tarde del miércoles 5 de febrero el NEA registró al menos tres colapsosde tensión en dos horas y media en las redes de Transnea, la transportista de la región. Fuentes del sector explicaron a EconoJournal que es difícil calcular a cuántos usuarios afectó, pero remarcaron que el primer colapso provocó una caída de la demanda de 1.100 MW y el segundo, registrado una hora después, fue de 1.200 MW.
Este jueves 6 de febrero se registraron seis colapsos de tensión en el NEA. Al menos uno fue provocado por una falla de dos alimentadores de 33 kilovoltios (kV) que impactaron en cortes y problemas de tensión en la capital de Formosa, según señalaron a este medio fuentes cercanas a una transportista eléctrica. En este colapso se perdieron 963 MW.
Fuentes empresarias subrayaron que “siempre que la demanda supere los 2.400 MW en el NEA el sistema se torna absolutamente inestable. Pero la situación ya se vuelve muy precaria cuando la demanda llega a 2.200 MW”.
Necesitamos cambiar nuestra manera de pensar y actuar como usuarios consientes y responsables de los servicios esenciales. El suministro de energía es un proceso complejo, que depende de todos. En este contexto, el uso racional y eficiente de la energía no es solo una cuestión de economía; es un acto de responsabilidad ambiental y social. Los recursos son limitados, y cada kilovatio que consumimos tiene una compleja historia detrás: extracción, transporte, distribución, consumo, etc. y miles de millones de dólares de inversión. Por eso, es importante que los ciudadanos seamos actores conscientes. Cada vez que ajustamos el termostato o apagamos una luz que no necesitamos, estamos marcando la diferencia. Un gesto tan sencillo como usar un ventilador en lugar del aire acondicionado, que consume unas 10 o 15 veces menos de energía, tiene un impacto acumulativo asombroso si lo hacemos todos. Si pensamos que exceder el consumo por un 5% puede llevarnos a una interrupción, pero reducir ese mismo consumo en un 10% o 20% es muy simple, la opción es de fácil elección.
En la Antigua Roma, los incendios eran muy comunes con consecuencias de las características de las construcciones, abundante madera y paja, pero también por la indolencia de sus habitantes. A menudo permanecían inmóviles llenos de pánico como simples espectadores de estas terribles calamidades. En un intento de palear estos desastres el emperador Augusto puso baldes de agua por la ciudad, que, ante un incendio, permitían que los habitantes ayudaran a apagar el fuego, así nacieron los primeros cuerpos de bomberos, que sabían qué hacer ante una alerta para prevenir los incendios. Hoy, estamos acostumbrados a recibir notificaciones sobre tormentas, sismos o incluso tsunamis. ¿Por qué no aplicar un sistema similar al suministro eléctrico?
Imagínenos esto: una alerta temprana que nos advierte sobre posibles interrupciones de suministro, acompañada de instrucciones claras para reducir el impacto en nuestros hogares. Algo tan sencillo como apagar los artefactos que no son imprescindibles, o programar el uso de algunos electrodomésticos para usarlos en horarios de menor demanda podría evitar un corte de electricidad. No parece una mala idea.
Pero para implementar estas ideas se requiere de un esfuerzo conjunto. Gobiernos, empresas, reguladores y consumidores, deberíamos trabajar juntos.La información debe fluir de manera clara, y la educación energética tiene que ser parte de nuestra vida cotidiana. ¿Cómo podemos administrar mejor nuestro consumo? ¿Qué opciones tecnológicas nos ayudan? Estas son preguntas clave que deben estar en el centro de la conversación.
Por ejemplo, los medidores inteligentes ya están disponibles y son una herramienta valiosa para conocer nuestro consumo en tiempo real. Incluso hay aplicaciones que nos ayudan a optimizar la energía en el hogar, programando electrodomésticos para usarlos en horarios de menor consumo, como las noches. Estos medidores, acompañado de acciones regulatorias, como abaratar la energía en los momentos de menor consumo y hacerla más costosa en los picos, ayudaría a mitigar los picos de consumo, y premiaría a los usuarios consientes.
Pequeños pasos, grandes cambios
El 50% del consumo energético en los hogares proviene de la calefacción y la refrigeración. Bajar solo dos grados en el termostato en invierno, o subirlo en verano, podría representar un ahorro significativo a nivel país. Sería como aportar al sistema energético tanta energía como una gran central eléctrica que costaría varios miles de millones de dólares y llevaría años en construirse. Con estas simples medidas de uso racional, que no nos costará nada, es más nos ahorraría dinero en las facturas. Y lo mejor: sin sacrificar nuestro confort.
Así, este es un llamado de atención a todos los actores del sistema eléctrico. No podemos descansar únicamente la ampliación del sistema eléctrico e invertir miles de millones de dólares. La solución que se esboza aquí puede ser mucho menos costosa, más inmediata y amigable con el medio ambiente. Es hora de convertirnos en ciudadanos responsables conscientes de nuestro impacto y comprometidos con el bienestar común.
Cada pequeño esfuerzo cuenta y la suma de nuestras acciones puede transformar el sistema para que sea más resiliente, sostenible y previsible. Porque al final del día, el cambio comienza contigo, conmigo, con todos nosotros.
(*) Profesor de la Universidad Nacional de San Martín.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) llevó adelante este jueves una audiencia pública a fin de avanzar en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029. Si bien no todas las empresas mencionaron cuál es el aumento porcentual que pretenden, de la documentación que presentaron para la audiencia, revisada por EconoJournal, se desprenden pedidos de actualización que oscilan entre 20 y 65% en promedio. No obstante, en la audiencia varias firmas citaron ejemplos puntuales con porcentajes de incremento menores al promedio que reclaman. Las firmas reclaman también un esquema de indexación mensual de tarifas a fin de garantizar un servicio óptimo para los consumidores. Economía dejó trascender que no autorizará subas mayores a un dígito.
El interventor de Enargas, Carlos Casares, quien presidió la audiencia, aseguró que el objetivo que persigue el gobierno con la RQT es otorgar previsibilidad a las compañías a fin de que puedan garantizar el suministro y llevar adelante sus planes de inversión. En ese sentido, el funcionario se refirió al artículo 38 de la Ley 24.076 e hizo alusión a las pautas a las que se deben alinear las tarifas a fin de que se obtengan ingresos suficientes que permitan solventar los costos operativos aplicables al servicio, los impuestos y lograr una rentabilidad razonable.
¿Cuál fue el pedido de las transportistas?
Desde Transportadora Gas del Norte (TGN) aseguraron que, si bien el ajuste tarifario aprobado en abril de 2024 mejoró sensiblemente la ecuación económica del servicio, la compañía hace cinco años que opera con valores que se ubican por debajo de los índices que representan sus costos, como consecuencia del proceso inflacionario y la devaluación del peso. Aún así desde la empresa presentaron un plan de inversiones para el próximo quinquenio que contempla $80.000 millonespor año frente a lo cual determinaron un requerimiento de ingresos de $458.000 millones por año.
Con relación al impacto que tendrá el incremento tarifario en la factura final que perciba el usuario, tomaron como ejemplo a un consumidor residencial promedio de Tucumán nucleado en el Nivel 1, que no percibe bonificación por Zona Fría. En base a esto, aseguraron que ese usuario, que en la actualidad abona $14.889 por mes, tendrá un aumento en concepto de servicio de transporte de $636, lo que representa un incremento del 4,3 por ciento.
También, graficaron el aumento con un consumidor de la provincia de Santa Fe, nucleado bajo las mismas categorías, que hoy paga $26.423 por mes, y que tendrá un aumento en concepto de servicio de transporte de $2.566, lo que representa un incremento del 9,7%.
Desde TGN propusieron la aplicación de la fórmula polinómica de ajuste propuesta por el Enargas – que toma en cuenta el Índice de Precios Internos Mayoristas (IPIM), el índice de la construcción (ICC) y el Índice de Salarios (IS) del INDEC.
A su vez, el ajuste tarifario requerido por Transportadora Gas del Sur (TGS) fue del 22,7% sobre las tarifas vigentes del mes de enero de 2025. Desde la empresa argumentaron que considerando que el costo de transporte tiene un impacto del 16% en la factura promedio, el ajuste tarifario por TGS representa sólo un incremento promedio sin impuestos del 3,6% para los usuarios residenciales de Metrogas.
Desde la firma tomaron como ejemplo el caso de un usuario de la categoría R1 Nivel 1, que tiene un consumo promedio de 197 m3 al año y que en la actualidad paga $1.200 por mes en concepto de transporte sin impuestos para el cual el impacto del incremento representaría $270 adicionales en promedio por mes, es decir, pasaría a pagar $1.470 en promedio por mes en lo referido a transporte.
TGS además presentó su compromiso de inversión para el próximo quinquenio y exhibió una cifra total de $345.000 para realizar obras, garantizar la seguridad y continuidad del servicio, la seguridad de las personas y la protección del ambiente, según detallaron.
Los planes de las distribuidoras
El director general de Metrogas, Sebastián Mazzucchelli, aseveró que los costos se incrementaron a un nivel superior a las tarifas de distribución. Sin embargo, sostuvo que la compañía ha comprometido un nivel de inversión por $220.372 millones – es decir un 114% más que el monto que se invirtió el año pasado- a fin de mejorar sus redes, equipos y estaciones de regulación. Además, explicó que la recomposición solicitada por parte de la empresa se traducirá en un incremento en factura promedio de $1685 para un usuario R1 de CABA y de $1946 para un consumidor del Gran Buenos Aires. También, que los aumentos para usuarios comerciales serían entre un 8 y un 23% y entre un 5 y 19% para grandes usuarios.
Desde Metrogas le solicitaron al Enargas que la tarifa de distribución se actualice de forma mensual en función del IPIM y que se analice con mayor detenimiento y tiempo la propuesta respecto de las facultades de corte por falta de pago para la distribuidora. A su vez, Mazzucchelli pidió que se adopten las medidas necesarias para instrumentar la extensión del plazo de licencia de la distribuidora que vence en 2027 por 20 años.
Por su parte, desde Naturgy Ban y Natury NOA presentaron que su plan de inversiones estará en el orden de los $169.558 millones y $42.088 millones para el próximo quinquenio respectivamente. Para graficar la incidencia en las facturas frente al aumento solicitado para la zona de Naturgy Ban tomaron como ejemplo la categoría R23 que tiene en promedio un consumo de 77 m3 por mes. La adecuación de la propuesta sea cual fuere la segmentación, se ubicaría en $4849 pesos por mes. De esto, correspondería al margen de distribución $3619. El incremento promedio diario sería de $161 por mes por lo cual la factura de un N1 sería de $ 33.479, la de un N2 de $27.907 y la de un N3 de $28.691 por mes.
Para la región de Naturgy NOA se tomó como ejemplo un usuario R 2.1 de la subregión de Salta que consume 64 m3 por mes. Este consumidor abonaría $4783 adicionales por mes, de los cuales $3615 corresponden al segmento de distribución.
Desde ambas distribuidoras sugirieron la simplificación de la estructura tarifaria de los clientes residenciales y que se tenga en cuenta una estructura específica para grandes consumos de esa categoría. También, exigieron un ruteo de transporte en condición de firme en todos los tramos de transporte para Naturgy NOA y capacidad del Gasoducto Perito Moreno -ex Gasoducto Néstor Kirchner- a ser asignada a las distribuidoras de gas, además de a Cammesa, para cubrir los requerimientos de los clientes y la demanda prioritaria.
Por último, desde Naturgy aseguraron que coinciden con la importancia de dar información clara en las facturas respecto al régimen del servicio, no obstante, entienden que partir de la reciente modificación dictada por la Secretaría de Industria y Comercio, la inclusión de conceptos tributarios que no se vinculen con el servicio resultarán excepcionales y basados en eventuales medidas judiciales.
Impacto
El aumento solicitado por Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur implicará en términos reales que la factura promedio mensual de los usuarios sean de $37.400 y de $44.840 respectivamente. El 65% de los usuarios de Camuzzi Gas Pampeana percibiría boletas que rondarían ese valor y lo mismo ocurriría con el 62% de los usuarios de Camuzzi Gas del Sur.
También, exigieron corregir los defectos del sistema Zona Fría para garantizar la neutralidad del IVA, el recupero del costo de transporte para el abastecimiento de las localidades abastecidas por GLP y GNC y que se implementen adecuaciones mensuales que acompañen el incremento de los costos.
Desde Gasnea precisaron que teniendo en consideración el requerimiento de ingresos proyectado para el próximo quinquenio, la base de capital, los gastos, las inversiones, la demanda de gas y el requerimiento tarifario necesario para llevar adelante los proyectos de su plan de inversiones se precisa un ajuste del35,78%.
Por su parte, Redengas exhibió que la tarifa propuesta representa un incremento final del 64,9% para un usuario Residencial con consumo medio (R22) en lo que respecta al servicio de distribución. Frente a esto, la empresa analizó la participación del componente de distribución en la factura final del usuario considerando los precios de gas y transporte vigentes a partir de enero 2025 y obtuvo una variación promedio del 21.5% para el usuario residencial medio de la compañía.
La Secretaría de Energía precisó este jueves a través de una nueva resolución que la baja anunciada en los subsidios que reciben los usuarios de Edesur y Edenor se aplicará de modo gradual durante el año. La decisión se tomó luego de que el Ente Nacional de Regulación de la Electricidad (ENRE) publicara el martes los nuevos cuadros tarifarios con aumentos del 12,3% para los usuarios de ingresos bajos (Nivel 2) y de 8,4% para los de ingresos medios (Nivel 3), suba que según el gobierno fue consecuencia de un error ya que el incremento anunciado para este mes había sido de 1,5%.
Energía publicó el viernes pasado la resolución 24/2025 en el Boletín Oficial que equiparaba los porcentajes de bonificación a aplicar al precio estacional de la electricidad (PEST) y al precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) para los consumos base de los usuarios N2 y N3. En el caso de la electricidad, la decisión implicaba una reducción de la bonificación del 71,9% al 65% para los N2 y del 55,9% al 50% en los N3.
Cuando el ENRE publicó el martes los cuadros tarifarios, detalló en los considerandos de las resoluciones que esa quita de subsidios representaba un aumento de 12,3% para los N2 y de 8,4% para los N3, incluyendo también en esos porcentajes la recomposición del margen de distribución.
El recorte de subsidios es significativamente menor al aplicado en 2024 porque Economía tomó la decisión de no avanzar en esa dirección durante un año electoral, pero como el martes trascendió que el impacto en los cuadros tarifarios era mayor al 1,5% anticipado el viernes, el gobierno decidió que incluso ese recorte de subsidios sea gradual.
El gobierno reaccionó entonces diciendo que incluso ese leve recorte en los subsidios se va a prorratear a lo largo del año, medida que oficializó hoy, incluyendo en el Anexo 1 de la resolución 36/2025 un cuadro que fija como se va a ir reduciendo el porcentaje de bonificación mes a mes para los usuarios N2 y N3 (ver cuadro)
La tabla incorporada en el Anexo 1 de la resolución 36/2025.
Subsidios al gas natural
Al unificar las bonificaciones para la electricidad y el gas natural por redes, la resolución 24/2025 publicada el viernes pasado contemplaba además cambios en las bonificaciones para los hogares N2 y N3 de todo el país. En el caso de los N2 la bonificación trepa del 64% al 65%, mientras que para los N3 baja del 55% al 50%.
La aclaración publicada este jueves no hace referencia al gas, pero se supone que el ajuste del 55% al 50% para los sectores medios también será gradual y deberá ser aplicada por los entes reguladores de todo el país. En este caso el Enargas no deberá publicar nuevos cuadros tarifarios porque para los usuarios N2 y N3 hace meses que no los publica. Solo informa lo que pagan los usuarios de altos ingresos (N1) y el resto de los usuarios tiene que calcular por su cuenta cuanto le corresponde pagar. Las asociaciones de usuarios ya manifestaron su malestar por esta situación, pero no obtuvieron respuesta.
El Congreso sobre Descarbonización del sector de Oil&Gas (DECARBON 2025) reunirá a los referentes de la industria y expertos para discutir soluciones de reducción de carbono y sus peculiaridades. La jornada se desarrollará en Berlín del 10 al 11 de febrero e invita a participar a empresas de tecnología innovadora.
NEUMAN & ESSER Deutschland GmbH & Co KG se unirá a DECARBON 2025 como patrocinador de oro del panel de discusión “H2 rainbow la herramienta de descarbonización”. Durante este panel, Jens Wulff, director general de Ventas e Ingeniería, va a demostrar cómo se utiliza el hidrógeno de la empresa. También, exhibirá soluciones de generación de energía como electrolizadores PEM y reformadores de vapor a pequeña escala que pueden contribuir a la transición de los combustibles fósiles a las energías renovables.
ENERTRAG también mostrará su tecnología dentro del mismo panel. Anna Jabloniec-Grüger, jefe de Desarrollo de Proyectos PtX en Alemania y Polonia, presentará el proyecto “Corredor de electrólisis en Alemania del Este” y su papel en la transición energética. La pieza central de la iniciativa es el uso del gas existente y la infraestructura de red para la producción de hidrógeno.
Eficiencia energética
Siemens apoyará al Congreso como Silver Sponsor de la mesa redonda discusión que cubrirá la eficiencia energética en las operaciones downstream. Mario Calado, líder de Estrategia Industrial, mostrará cómo la compañía reduce emisiones mediante el uso de réplicas digitales con modelos de proceso de alta fidelidad en las operaciones del sistema energético.
“DECARBON 2025 es un centro para el intercambio y la construcción de conocimientos y estrategias para dar forma al futuro de la descarbonización en todo el sector del Oil&Gas”, destacaron desde la organización.
Los interesados pueden registrarse a través de este link para presentar soluciones para alcanzar las cero emisiones netas.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, autorizó este miércoles un aumento de 2% para el precio de los biocombustibles, regulado por la Ley 27.640. La suba fue la misma para el bioetanol de caña y de maíz y para el precio de adquisición del biodiesel, que se elabora a base de aceite de soja. Los productores advierten que este precio está por debajo de los costos de producción de las plantas.
La cartera energética estableció un incremento del precio de adquisición del biodiesel, que se mezcla de manera obligatoria con el gasoil para el mercado local, que pasó de $ 1.085.887 a $ 1.107.605 por cada tonelada. Lo hizo mediante la resolución 30 publicada en el Boletín Oficial. El biodiesel se mezcla por ley en un 7,5% con el gasoil.
En tanto, la Secretaría de Energía publicó la resolución 29/2025 para fijar la nueva suba en el precio del bioetanol producido a base de caña de azúcar, que saltó de $ 703,8 a $ 717,8 por litro. Por su parte, el precio del bioetanol maicero trepó de $ 645 a $ 657,9 por litro. El corte del bioetanol con las naftas es de 12% dividido en partes iguales para el producido con azúcar y con maíz.
Los productores de biodiesel (Santa Fe, Buenos Aires, Entre Ríos, San Luis y La Pampa) y bioetanol (Tucumán y Córdoba) no están conformes con el porcentaje de la suba porque señalan que los precios están por debajo de los costos de producción que tienen en las plantas.
Además, en el caso del biodiesel, la baja de las retenciones a la soja y sus derivados, que pasó de 31% a 24,5%, provocó una suba del precio del aceite de soja en el mercado local. El aceite de soja es el principal insumo para las plantas de biodiesel. Un productor explicó a EconoJournal que antes de la baja de las retenciones la tonelada de aceite de soja tenía un precio de US$ 750 y, con la baja en los derechos de exportación, subió a alrededor de US$ 810 la tonelada.
Proyectos en pugna
En el sector se está debatiendo un nuevo marco regulatorio para los biocombustibles que reemplace a la actual Ley 27.640 que rige hasta el 31 de diciembre de 2030. Diputados de La Libertad Avanza presentaron un proyecto de ley para desregular al sector. La iniciativa propone aumentar el porcentaje de mezcla para 2027 de 12% y 7,5% en el bioetanol y biodiesel a 10% y 15% respectivamente.
También promueve la libre competencia entre los distintos actores como las grandes aceiteras, que las habilita a participar del mercado interno a partir de 2027, las pymes productoras y las petroleras. La libre competencia es sobre el aumento del porcentaje de corte. Por ejemplo, si el bioetanol pasa de 12% a 15%, la libre competencia es sobre el 3% de suba del corte.
Por otro lado, está el proyecto de ley de la Liga Bioenergética, que aglutina a distintas provincias productoras con el impulso principal de Santa Fe, que fija un 10% de corte para el biodiesel ni bien entraría en vigencia la nueva norma y aumentaría a 15% para 2028. Para el bioetanol propone aumentar de 12% a 15% en un período de dos años una vez aprobado el proyecto. Luego, quiere un mercado libre para las mezclas superiores a ese porcentaje.
El proyecto de la Liga Bioenergética permitiría el ingreso de las petroleras al mercado de los biocombustibles una vez que se superen los porcentajes máximos. Además, permitiría en un futuro el ingreso al mercado local de bios a las grandes aceiteras, que en la actualidad lo tienen bloqueado.
Sector
EconoJournal dialogó con Federico Martelli, director ejecutivo de Cepreb (Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles) que afirmó que «el aumento de 2% en el biodiesel parece una provocación de la Secretaría de Energía, que mantiene atrasado el precio del biodiesel mientras libera el de los combustibles».
«Según la fórmula legalmente vigente, el precio del biodiesel debería ser de $1.223.000 (por tonelada). No solo ponen en riesgo miles de puestos de trabajo, sino que promueven la inseguridad jurídica. Así es complicado salir al mundo a pedir inversiones cuando a todas luces se le hace trampa a los que ya invirtieron», concluyó.
Quintana Energy, una petrolera independiente con actividad en Santa Cruz y al sur de Chile, cerró un acuerdo de financiamiento de US$ 30 millones otorgado por Trafigura para el desarrollo de campos convencionales en la Argentina. Los fondos obtenidos serán utilizados para cerrar la adquisición de los bloques maduros vendidos por YPF.
El financiamiento fue otorgado por el trader de combustibles bajo la modalidad de pago anticipado por el petróleo crudo adquirido en virtud del contrato comercial celebrado anteriormente entre Grupo Quintana y Trafigura para la venta de petróleo crudo Medanito, proveniente del área Estación Fernández Oro, es decir, una modalidad de pago anticipado.
Financiamiento
Entre los campos maduros convencionales vendidos por la petrolera bajo control estatal y adquiridos por Quintana Energy se destacan: el bloque Estación Fernández Oro (EFO) ubicado en Río Negro, que produce unos 900.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas, y el clúster Mendoza Sur.
El clúster contempla seis áreas hidrocarburíferas en Mendoza y Neuquén, sobre la cuenca Neuquina: El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadon amarillo, Chuhuido de la Salina S y Confluencia Sur. La producción total de esos bloques durante el 2024 fue de 2.090 barriles diarios (bbl/d) de petróleo y 844 km3/d de gas.
El financiamiento obtenido por la compañía liderada por Carlos Gilardone es clave para impulsar el aprovechamiento de áreas como El Portón, un campo maduro que aportó una importante producción de gas para YPF, pero que para extender su vida útil precisa reducir los costos de extración y por lo tanto un replanteo operativo.
Desde el Grupo Quintana detallaron que también invertirán en capital de trabajo necesario para la expansión del negocio. Además, indicaron que «este esquema de financiamiento es un mecanismo muy ágil y efectivo para impulsar el crecimiento de los productores y fortalecer la industria. Es el segundo financiamiento otorgado por Trafigura a Grupo Quintana desde 2021».
La Secretaría de Trabajo informó a los sindicatos petroleros que autorizaría un incremento del 1,8% para enero y un 1,5% en febrero, una cifra idéntica a la homologada con Camioneros a principios de año. Si bien el Gobierno pretende de esta forma ponerle un techo a la negociación paritaria para mantener la expectativa inflacionaria, la cifra está muy por debajo del 12% trimestral que pretende el gremio con más presencia en Vaca Muerta.
El anuncio llegó días atrás frente a un planteo que había hecho el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que esperaba poder convalidar un 12% para los meses de diciembre, enero y febrero.
Fuentes consultadas indicaron a EconoJournal que si bien la propuesta oficial está lejos de las pretensiones del gremio, la comunicación “no fue recibida con mucha preocupación. Hay diálogos para evaluar alternativas y superar ese techo ante la inquietud, pero no hay ánimos de conflicto”.
Rucci consideró que las negociaciones salariales se dan dentro de un contexto económico «estabilizado».
Por su parte, el secretario del gremio petrolero más importante, Marcelo Rucci, afirmó días atrás que impulsan una mesa de diálogo con las empresas petroleras y expresó que “nos tenemos que sentar en otras condiciones. Anteriormente hubo una inflación incontrolable en la que nadie podía acertar sobre lo que iba a pasar al mes siguiente o al año siguiente. Hoy la situación está estabilizada, entonces se da una posibilidad diferente de negociación”.
Ahora, tanto desde las cámaras como desde el sindicato se planteó la posibilidad de aplicar alguna alternativa que mejore los salarios de los trabajadores. Fuentes al tanto de las negociaciones, confirmaron a este medio que los referentes del gremio que conduce Marcelo Rucci se reunirán este miércoles en Buenos Aires junto a representantes de las principales operadoras para evaluar los pasos a seguir ante la frenada impuesta por la Secretaría de Trabajo que conduce Julio Cordero.
“Ya no se habla de una paritaria sino de conversaciones”, dijeron a este medio fuentes cercanas al sindicato petrolero tras la comunicación recibida desde la cartera de Trabajo, en consonancia con lo que había dicho Rucci.
Acuerdos gremiales
Días atrás, desde el Gobierno nacional retomó las negociaciones paritarias con varios de los gremios y sindicatos del país. En este camino y bajo la postura de mantener los índices inflacionarios cercanos al 2%, logró cerrar acuerdos que rondaron subas de hasta el 5,5% para los meses de diciembre, enero y febrero.
Los sindicatos como Camioneros y Comercio fueron algunos de los que convalidaron estas paritarias en el sector privado. El Sindicato de Mecánicos y Afines del Transporte Automotor de la República Argentina (SMATA) fue uno de los pocos que logró un aumento superior que elevó los sueldos un 7,8% entre los meses de diciembre y febrero.
Paritaria vigente
El acuerdo salarial vigente que el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa firmó el año pasado junto a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) alcanzó una suba del 12% que se contempla hasta el 31 de marzo. La pauta salarial convalidada en octubre pasado había previsto la aplicación no remunerativa del 6% para septiembre, octubre y noviembre que se convirtió a remunerada desde diciembre pasado. Mientras que en enero se aplicó otro 6% remunerativo. Además, se estipuló un incremento para la primera vianda que pasó a los $28.500.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicó hoy los nuevos cuadros tarifarios de Edenor y Edesur. En los considerandos de la norma el organismo informó que la suba promedio para los sectores para los sectores de clase media (Nivel 3) iba a ser de 12,3%, para los sectores de clase baja de 8,4% y para los usuarios de ingresos bajos de 2%, muy por encima del 1,5% que había informado el gobierno el viernes. La novedad se instaló rápidamente en la prensa cuando Clarín dio cuenta del tema y por la tarde el gobierno informó que «se trató de un error» y que los cuadros tarifarios se van a revisar en los próximos días para que la quita de subsidios anunciada se aplique de modo gradual a lo largo del año.
El gobierno había informado el viernes que el aumento promedio de la factura para los usuarios de Edenor y Edesur iba a ser del 1,5%, pero ese porcentaje no contemplaba la leve reducción de los subsidios que decidió la Secretaría de Energía que conduce María Tettamanti. Daba cuenta solo del impacto del 4% en el Valor Agregado de distribución. Por lo tanto, cuando el ENRE puso por escrito cuál sería el impacto promedio para cada categoría de la segmentación quedó clara la contradicción con relación a lo informado el viernes.
“La unificación de bonificaciones (el bloque de consumo mínimo subsidiado para los usuarios de ingresos medios y bajos) es para todo el 2025 y no de un mes específico. La resolución del ENRE de hoy se trató de un error que se va a corregir”, explicaron a EconoJournal desde el gobierno, aunque en las resoluciones que se conocieron el viernes no se aclaraba que esa quita iba a ser gradual.
No está claro que haya sido un error del ENRE que conduce Osvaldo Rolando ya que lo que hizo el organismo fue trasladar a la tarifa la mejora en los márgenes de distribución y las menores bonificaciones que anunció el gobierno. Sin embargo, pareciera haber habido un problema de coordinación porque en el Poder Ejecutivo insistieron con que ese recorte en la bonificación, que fue muy leve comparado con los ajustes del año pasado, debía aplicarse de modo gradual a lo largo del año.
El gobierno no aclaró cómo va a corregir los cuadros, pero se supone que si el recorte de la bonificación se aplicará de modo gradual no bajará en un solo mes de 71,9% a 65% para los N2 y de 55,9% a 50% para los N3. Lo que si pareciera estar confirmado que el VAD que reciben las distribuidoras se ajustará un 4% a partir de febrero.
Axion Energy, que es propiedad por Pan American Energy (PAE), la mayor petrolera privada de la Argentina, fue distinguida en Estados Unidos con dos premios Uptime Awards en reconocimiento al programa de confiabilidad y mantenimiento desarrollado para su refinería ubicada en Campana. Es la primera vez que una compañía latinoamericana recibe este galardón, que premia la calidad en materia de gestión de activos de empresas de distintos sectores a nivel global.
La compañía se consagró en las categorías de “Mejor programa de digitalización para la confiabilidad y la gestión de activos” y “Mejor programa integral”, el máximo reconocimiento de los Uptime Awards. Recibió el premio en el marco de la 38° Conferencia Internacional de Mantenimiento, realizada en Marco Island, Florida, Estados Unidos.
Maximiliano Cabral, líder de confiabilidad y garantía técnica de Axion Energy, expresó: “Estamos muy orgullosos de haber alcanzado este hito a nivel global, que nos posiciona como una organización eficiente, energéticamente responsable y segura en sus operaciones”.
“Nuestra refinería en la ciudad de Campana lleva dos años consecutivos batiendo récords de producción y nada de esto podría haberse logrado sin la confiabilidad de nuestras instalaciones, en la que trabajan constantemente nuestros equipos técnicos”, remarcó el ejecutivo.
Distinción
Desde la firma destacaron que los Uptime Awards obtenidos “ratifican el liderazgo regional de Axion Energy en el desarrollo y aplicación de tecnologías que permiten mejorar sensiblemente la confiabilidad de las operaciones y el mantenimiento de la Refinería Campana”.
En su presentación, la compañía detalló la incorporación de inteligencia artificial que viene implementando desde 2018 para la detección anticipada de fallas en sus activos físicos. Con la digitalización de las operaciones y la medición de una gran cantidad de variables se pueden detectar anomalías y predecir posibles inconvenientes, para tratarlos antes de que ocurran.
Innovación
Otro de los avances exhibidos por Axion Energy fue el de la tecnología de gemelos digitales en las cámaras de coqueo retardado de la refinería. Se trata de una herramienta que permite monitorear el comportamiento de los materiales de cada cámara durante su ciclo, con el fin de identificar oportunidades de mejora rápidamente. De este modo, se logra extender la vida útil de los equipos, optimizar los consumos energéticos y reducir la posibilidad de incidentes operativos, según precisaron.
La organización fue evaluada en cinco grupos de procesos: Ingeniería de Confiabilidad para Mantenimiento, Gestión de Condición de Activos, Gestión de la Ejecución del Mantenimiento, Liderazgo en Confiabilidad y Gestión de Activos. Estos premios reconocen a las organizaciones líderes que han logrado resultados destacados a través de sus programas de Gestión de Activos, no sólo en términos de desempeño y rentabilidad, sino también en la extensión de la vida útil de sus equipos, la protección de la seguridad de su gente e instalaciones, y el cuidado del medio ambiente.
Entre las 10 empresas ganadoras de 2024 se encontraron compañías dedicadas a diversas actividades, que van del tratamiento de aguas o la producción industrial a la investigación aeroespacial, como la NASA. En lo que respecta al máximo galardón, dedicado al “Mejor programa integral”, en la edición anterior había sido para Saudí Aramco, la petrolera más grande del mundo.
Refinación
La Refinería Campana ya había sido reconocida en 2023 como la Refinería del Año en Latinoamérica por parte de la World Refining Association (LARTC), del mismo modo que recibió el Premio Anual a la Seguridad del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) en 2015, 2016, 2017 y 2022. Además, posee el 15% de la capacidad instalada en la Argentina, con una participación del 16% en el mercado de combustibles, y es la única del país que produce el 100% del gasoil con ultra baja cantidad de azufre, acorde a las normas europeas más exigentes del mercado.
Los apagones que tuvieron lugar este lunes en varias provincias del centro y norte del país en medio de la ola de calor estuvieron originados por un colapso de tensión, según las evaluaciones preliminares realizadas por fuentes oficiales y empresarias. Lo llamativo es que ese colapso es atribuido al alto consumo de aires acondicionados de baja eficiencia en un contexto de debilidad estructural del sistema de transporte eléctrico.
Especialistas consultados por EconoJournal aseguraron que en el país hay una gran cantidad de aires acondicionados de baja eficiencia que trabajan a potencia constante. La potencia es la tensión multiplicada por la corriente. Cuando se cae una línea de transporte eléctrico se pierde tensión y como esos aires acondicionados trabajan a potencia constante, al perder tensión demandan más corriente. Esa situación este lunes generó una sobrecarga en efecto dominó que derivó en el colapso de tensión que terminó afectando a otras líneas de transporte y generalizó los apagones.
¿Qué aires acondicionados son considerados de baja eficiencia? Todos los que no son tecnología Inverter. La ventaja que tiene el equipo inverter es que cuando cae la tensión no demanda más corriente eléctrica, sino que se adapta a esa menor tensión disminuyendo su velocidad y entregando menos aire.
Cuál fue la falla inicial
El origen del problema que se registró este lunes fue una falla en una línea de media tensión de 33 kilovoltios ubicada en la Estación Santa Catalina de la provincia de Corrientes. No obstante, un experto consultado por EconoJournal remarcó que hay múltiples motivos que pueden provocar una caída de tensión y no necesariamente constituyen una falla grave. “Todavía no está claro porque falló la línea. Hay varias causas por los que puede haber fallado, pero lo que no es lógico es que la falla de una línea de 33 kilovoltios tenga como consecuencia 2600 megavatios de corte”, remarcó el especialista.
Es decir, que haya fluctuaciones en la tensión es algo habitual. Lo que no es normal es que una fluctuación de tensión provoque múltiples apagones. Ahí es donde entran en juego los aires acondicionados de baja eficiencia en un contexto de debilidad estructural del sistema. De hecho, un problema similar ocurrió este martes al mediodía en el NEA y hubo una restricción de la demanda cercana a los 1200 MW.
Un sistema vulnerable
Los especialistas consultados remarcaron que para evitar los colapsos de tensión lo recomendable es que no se sigan instalando aires acondicionados que no tengan tecnología Inverter. Ahora bien, para limitar la extensión de estos apagones la solución estructural pasa por incrementar la infraestructura de transporte.
En la actualidad, el transporte es un talón de Aquiles del sistema energético. La demanda argentina ha venido creciendo cerca de un 3% anual durante los últimos doce años. Sin embargo, las obras de transporte destinadas a acompañar ese crecimiento no se concretaron.
Si el país tuviera un sistema de transporte más sólido, existiría un mayor aporte de potencia reactiva y un problema inicial de tensión solo afectaría a la zona más cercana. En el resto del sistema, como habría una mayor oferta de potencia reactiva, no se registrarían variantes en la tensión. “Es como si una persona se estuviera cayendo por una escalera. Si no hay ninguna baranda, lo más probable es que termine en la planta baja. Con un sistema sólido, va a haber tantas barandas de donde agarrarse que esa persona no va a aterrizar en el piso”, graficó un especialista.
El problema es que cualquier obra destinada a ampliar el sistema de transporte suele demorar unos 36 meses y en la actualidad no hay ninguna obra de transporte en construcción.
El titular del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, encabezó el lunes una protesta en la Ruta 17 -la vía que conecta Plaza Huincul con Añelo- para reclamar por el estado de los caminos en los yacimientos de Vaca Muerta y exigir a las operadoras que mejoren las condiciones de circulación de los trabajadores.
La medida no impidió la circulación del tránsito. Según el gremio, el objetivo fue visibilizar las condiciones de las principales rutas que utiliza la industria hidrocarburífera y las consecuencias que tiene en los trabajadores que deben circular a diario por allí: “Nosotros hemos estado hablando del deterioro de las rutas, de los caminos principales, de los caminos en los yacimientos, con todo lo que representa en materia de seguridad de los trabajadores: el tiempo que se pierde y los riesgos de vida que se corren”, afirmó Rucci durante la jornada.
El dirigente insistió en que la problemática afecta directamente la seguridad de los trabajadores petroleros y agregó que “los caminos están totalmente deteriorados, no se ve nada, no hay aporte de material, no hay riego. Si por acá tuviera que circular una ambulancia con un compañero, en estas condiciones puede ser un desastre”.
La protesta se realizó sobre la Ruta Provincial 17, que conecta Añelo con Paza Huincul.
Rucci apuntó a las operadoras por el mal estado de los caminos y les exigió una pronta respuesta. Afirmó que estas condiciones no solo ponen en jaque la seguridad de las personas, sino que además, implican grandes pérdidas de tiempo: “Lo que estamos tratando de hacer es que las empresas productoras tomen conciencia de que los compañeros tienen un desgaste tremendo en los diagramas de 12 horas y, encima, transitar por estos caminos es un peligro. Así que esto es una cuestión de seguridad», enfatizó.
Falta de infraestructura
El reclamo de los petroleros coincide con la misma problemática presentada por la provincia de Neuquén. Durante 2024, la gestión del gobernador Rolando Figueroa inició un pedido a las operadoras para que financien las rutas que la industria necesita, con miras a mejorar la sustentabilidad social de Vaca Muerta.
De esta forma, la Cámara buscará contar con la infraestructura que favorezca de manera sustancial el desarrollo del sector petrolero en Vaca Muerta. La idea de las firmas productoras nucleadas en dicha entidad es delinear un plan de acción que incluya rutas y redes de electricidad, junto con el diseño de un esquema de financiamiento.
Según relevó el gobierno de Neuquén se calcula que son necesarios US$ 500 millones para obras viales en el Circuito Petroca, US$ 250 millones para el anillo eléctrico y US$ 100 millones para la Red Azul de acueductos, mientras que otros US$ 150 millones se suman por costos financieros e imprevistos, lo que arroja un total de US$ 1.000 millones.
En este contexto, Rucci insistió este lunes en la responsabilidad de las operadoras en el mantenimiento de los caminos y sostuvo que “voy a sentarme con las productoras. Esto no va más, tienen que empezar a hacer algo. Tenemos gente parada y mirá cómo está todo. Hacen achiques de donde no se tiene que hacer y un recorte en este tipo de cosas no lo vamos a permitir porque está en juego la seguridad de nuestros compañeros”.
Por otro lado, el líder de sindicato petrolero afirmó que existe un trato desigual en la infraestructura vial dentro de Vaca Muerta que implica que las y los trabajadores deban recorrer caminos en peores condiciones que los que utilizan las empresas, lo que refleja “una asimetría preocupante”.
La Argentina y la India avanzaron la semana pasada en la implementación de un Memorándum de Entendimiento (MOU) sobre Cooperación en materia de Recursos Mineros que había sido firmado en 2022. El martes se conformaron dos equipos de trabajo para la exploración e identificación de distintos proyectos de litio, cobre y oro, tal como anticipó EconoJournal. Es por esto que una delegación de la India arribó a la provincia para conocer las iniciativas a fin de evaluar el potencial de inversión en el sector.
La comitiva estuvo compuesta por Kantha Rao, secretario del Ministerio de Minas del Gobierno de la India; funcionarios del área, empresarios de empresas públicas y privadas y el Embajador de India en la Argentina, Dinesh Bhatia.
La delegación se reunió con el gobernador Raúl Jalil; el vicegobernador Rubén Dusso; el ministro de Minería, Marcelo Murua y la presidenta de Camyen (la empresa provincial minera y energética), Susana Peralta. En el encuentro, las autoridades provinciales expusieron las oportunidades de crecimiento y el desarrollo de la actividad. El gobernador brindó detalles sobre el mapa geológico-minero de la provincia y los procedimientos de vinculación contractual con el Estado provincial.
Tras el acuerdo de cooperación internacional sobre el que se decidió avanzar la semana pasada, tres empresas de la India firmaron un contrato de exploración en Catamarca, a través de acuerdos con Camyen. La estatal Kabil con el objetivo de avanzar sobre un proyecto de litio en Fiambalá; y World Metals Alloys y GreenKo para desarrollar diversas iniciativas en Antofagasta de la Sierra.
La meta que tiene la India con el acuerdo con la Argentina es garantizar la disponibilidad de los minerales críticos para avanzar en sus planes de desarrollo industrial y tecnológico, sumado al fortalecimiento de las cadenas de valor.
Acuerdos y desarrollo minero
En el marco de su visita a la provincia, la delegación viajó a Antofagasta de la Sierra en donde recorrieron proyectos mineros dedicados a la extracción y procesamiento de litio. También a Fiambalá, Tinogasta, para conocer las operaciones de la empresa china Zijin-Liex, que también trabaja en la explotación y procesamiento de litio en la región.
Luego de firmar el contrato de exploración, la empresa Kabil inauguró sus oficinas administrativas en la capital catamarqueña con el propósito de acompañar su plan de inversión para el proyecto litífero ubicado en Cortaderas, durante los próximos años.
En la inauguración de las oficinas, Khanta Ro sostuvo: “Nuestro objetivo es hacer los proyectos operativos lo más rápido posible para atraer a más compañías a invertir aquí. Tengo confianza de que pronto, más empresas de nuestro país, llegarán a invertir en Catamarca”.
Jalil destacó la relevancia de la inversión extranjera en la provincia y destacó que “la India es la quinta economía del mundo y es probable que supere a algún país más dentro de poco tiempo. Necesitamos incentivar la exploración, para eso vamos a trabajar juntos para lograr un mapa geológico más profundo a explorar”.
En el acto estuvieron presentes también el ministro de Minería, Marcelo Murua; la presidenta de la Cámara de Diputados, Paola Fedeli; la diputada provincial María Argerich; autoridades del Ministerio de Minas de la India, empresarios indios y locales, entre otros.
Las regiones del Centro, Noreste (NEA) y Noroeste (NOA) argentino sufrieron cortes de electricidad este lunes por la tarde en plena ola de calor. Los apagones se registraron en Córdoba, Santiago del Estero, La Rioja, Catamarca, Chaco, Corrientes y Formosa. Otras provincias sufrieron cortes de menores dimensiones como fue el caso de Tucumán. Durante la tarde la Argentina estuvo cerca de superar el récord de demanda de energía cuando el consumo llegó a los 28.584 MW, quedando a sólo 1.069 MW del máximo histórico de 29.653 MW del 1° de febrero de 2024.
Entre las 14 y 16 horas, cuando las temperaturas se aproximaron a los 40° en varias provincias y se llegaba al pico de consumo de energía, miles de usuarios sufrieron cortes. A diferencia del 1° de enero que afectó al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), está vez los cortes de electricidad se produjeron en el centro y norte del país. Sin embargo, en el Gran Buenos Aires al menos 55.000 usuarios de Edesur y Edenor quedaron sin suministro.
Desde Transener, la principal compañía de transporte eléctrico de la Argentina, explicaron que los cortes no fueron por fallas en el sistema de alta tensión que opera la transportista, sino que se registraron en los sistemas locales en las provincias del NEA y NOA.
En cambio Córdoba tuvo problemas en la distribución. La provincia mediterránea sufrió apagones por cortes en las redes de EPEC (Empresa Provincial de Energía de Córdoba) y perdió casi la mitad de lo que estaba consumiendo, ya que pasó de una demanda de alrededor de 2.400 MW a menos de 1.370 MW.
Colapsos
Fuentes del sector eléctrico también señalaron a EconoJournal que “durante la tarde hubo dos colapsos de tensión que pusieron blanco sobre negro la falta de ampliación del sistema energético”.
Puntualmente la región del NEA fue la que se llevó la peor parte ya que tuvo al menos tres fuertes apagones durante la tarde del lunes. Según información que proporciona Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), el primer apagón fue a las 14:15, donde se perdieron alrededor de 1.000 MW.
En ese momento el NEA pasó de demandar 2.462 MW a alrededor de 1.400 MW en pocos minutos. Formosa, Chaco y Corrientes fueron las provincias más perjudicadas por los apagones. Luego el sistema se fue recuperando, pero a las 14:40 hubo otro colapso en la región. El tercer y último apagón, que fue el más grande, fue a las 15:45.
Transnoa, la empresa de transporte eléctrico por distribución troncal que opera las provincias de Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca y La Rioja, también informó que minutos antes de las 15 de este lunes sufrió cortes de suministro que afectaron a buena parte del NOA.
La demanda para todo el país prevista por Cammesa para esta tarde era de 30.259 MW, superior al récord del 1° de febrero de 29.653 MW. Si bien se produjeron los apagones eléctricos y cayó la demanda por falta de generación, desde Cammesa aseguraron a este medio que –pese a las altas temperaturas- si no se cortaba la electricidad de todos modos el consumo de energía no hubiera superado el récord histórico de hace un año.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que la petrolera está trabajando para cerrar contratos de exportación de GNL lo antes posible. “Estamos trabajando fuerte con toda la industria porque creemos que 2025 es el año clave para cerrar ventas, teniendo en cuenta a nuestra competencia que es Estados Unidos”. Además, sostuvo que la suba de 2% en el precio de los combustibles que se aplicó el fin de semana es consecuencia de una nueva metodología que diseñaron para evitar subas y bajas muy significativas y agregó que en el mediano plazo el autodespacho de combustibles que autorizó el gobierno “debería ser más barato que el despacho tradicional”, aunque no dio plazos ni ninguna precisión adicional.
El ejecutivo aseguró que de los 308 TCF de reservas de gas que tiene Vaca Muerta, unos 75 TCF va a demandar el mercado interno hasta 2050. Por lo tanto, el resto se va a tener que exportar. Aseguró que los países limítrofes no van a demandar una porción significativa de ese volumen. Por eso la última gira puso el foco en Asia.
–¿Todos los proyectos de GNL vienen a ritmo agigantado? –le preguntaron en Radio Mitre.
–Estamos trabajando fuerte con toda la industria porque creemos que 2025 es el año clave para cerrar ventas, teniendo en cuenta a nuestra competencia que es Estados Unidos. Hay que cerrar los contratos lo antes posible para hacerlo realidad y vamos muy bien.
—Tengo entendido que usted tuvo una gira asiática muy importante.
—Primero hicimos Japón, Corea, China e India. Fuimos con PAE y Pampa Energía porque somos parte de la Argentina LNG. El objetivo es la apertura de mercados, después hacemos los contratos de largo plazo y ahí ya directamente sale el proyecto. Fuimos a abrir posibilidades de venta y creo que nos fue muy buen. En Japón hablamos de exportar 7 millones de toneladas, son 3500 millones de dólares de exportaciones por año; en Corea, 3 millones; en China, otros 6 o 7 millones de toneladas. A la India ya habíamos ido y teníamos que hacer la firma del MOU donde quede explicito que va a haber cooperación entre YPF y tres compañías de la India. En ese caso, la compra de LNG puede llegar a ser hasta 10 millones de toneladas por año. Eso puede ser un contrato de 5000 millones de dólares por año, que llevado a 20 años puede llegar a 100.000 millones de exportaciones para la Argentina.
Marín firmó un MOU durante su última gira por la India el mes pasado.
–¿Vaca Muerta es el segundo campo argentino?
–Es el objetivo que estamos teniendo y creo que lo vamos a lograr. Vamos por muy buen camino. Por supuesto, el programa económico ayuda muchísimo, abrió muchísimo el mundo hacia nuestro producto, tanto petróleo como gas. Estamos muy contentos de que vamos a poder lograr ese objetivo.
–Hay mucho interés de presidentes de países vecinos para asegurarse de petróleo y gas de Vaca Muerta.
–El petróleo es un mercado spot. Eso significa que uno no necesita tener contratos de largo plazo. Licita constantemente y gana siempre el mejor postor. Para poder desarrollar el gas, en cambio, se necesitan inversiones muy grandes y compromisos de largo plazo. Un informe de Estados Unidos dice que Argentina tiene 308 TCF de reservamos. Si obtengo la mitad son 150 TCF. La demanda del mercado interno en Argentina hasta el 2050 es de 75 TCF. Nos quedan otros 75 TCF. Este proyecto, que es muy seguro, es por 35 TCF. Nos quedan 40 TCF y el mercado regional no va a tomar todo eso. Chile podría tomar 15 TCF, Bolivia no va a tomar y Brasil, salvo que uno vaya y tenga contratos claros en San Pablo, es un país en el que si llueve no compra y si no llueve compra. Entonces termina siendo un mercado pseudo spot. De cualquier manera, lo vamos a tener en cuenta porque hay que maximizar el recurso. No es uno u otro. Son todos.
Autodespacho de combustibles
–El gobierno desreguló el autodespacho en estaciones de servicio, ¿qué va a hacer YPF?
–Nosotros ya teníamos una estación de servicio en Luján de Cuyo que la llamamos Smart o inteligencia, opera con autodespacho. Vamos a ir en esa dirección, pero lleva su tiempo, como pasó en Estados Unidos. Se necesita ayudar a la gente para que empiece a entenderlo y usarlo. En el mediano plazo, el autodespacho es un poco más barato. Eso sería lo lógico de esperar. En GNC no va a haber nunca autodespacho por cuestiones de seguridad.
Suba de precios
YPF subió este fin de semana un 2% el precio de sus combustibles. En la Ciudad de Buenos Aires el litro de nafta súper trepó de 1128 a 1151 pesos (2%), el de premium pasó de 1394 a 1422 pesos (2%), el de gasoil común de 1143 a 1170 pesos (2,4%) y el de gasoil premium de 1392 a 1420 pesos (2%).
“El precio es una combinación de nuestros costos, fundamentalmente el precio del crudo, los biocombustibles y los impuestos. Nosotros tenemos una metodología para tratar de que no haya subas y bajas muy significativas. El aumento fue del 2% y es el aumento que está ok con la nueva metodología que diseñamos”, se limitó a declarar Marín.
Los datos de la actividad petrolera y los planes de las operadoras en los Estados Unidos sugieren que el «Drill baby drill» del presidente Donald Trump esta lejos de ocurrir. Las petroleras se mantienen firmes en la búsqueda de ganancias de eficiencia para sostener e incrementar marginalmente la producción en lugar de perforar más pozos. Con ese enfoque la producción diaria en EE.UU. sumó casi un millón de barriles más desde 2019 y agregaría menos de 500.000 bpd hasta 2026.
Trump resumió en su discurso de inauguración lo que espera de la industria en los próximos años: reducir los costos energéticosmediante un gran aumento en la oferta de energía. «Vamos a bajar los precios, llenar nuestras reservas estratégicas nuevamente y exportar energía americana a todo el mundo», dijo.
El nuevo secretario del Tesoro, Scott Bessent, le puso una cifra a esa expectativa. Bessent propone tres metas económicas para la administración Trump: un promedio de 3% de incremento anual del PBI, déficits anuales de no más de 3% del PBI y una producción adicional de “3 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd)”.
Para allanar el camino al objetivo energético del plan «3-3-3» del Tesoro, el presidente firmó una orden ejecutiva declarando una «emergencia energética nacional». La orden no altera las leyes vinculadas con la política energética federal, sino que exige a las agencias federales explorar formas de impulsar el suministro de energía nacional de acuerdo con la emergencia declarada.
El principal objetivo es facilitar la construcción de líneas eléctricas, gasoductos y oleoductos interestatales. La producción de hidrocarburos es récord en EE.UU., pero los proyectos de gasoductos y líneas de transmisión no están yendo a la velocidad necesaria como para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica. La orden es nacional pero menciona tres áreas geográficas en particular: la Costa Oeste, el Noreste y Alaska.
Producción y expectativas
El Tesoro ha sido ambiguo en torno a la información sobre el plan de Bessent y si se refiere solo al crecimiento del petróleo o a todos los hidrocarburos. En cualquier caso, los planes de inversión de las petroleras y la poca actividad de perforación no hacen pensar en un salto importante en la producción venidera de petróleo crudo en los EE.UU.
La Administración de Información Energética (EIA por sus siglas en inglés) da cuenta en su último reporte sobre perspectivas de corto plazo que la producción de crudo aumentará en 300.000 bpd este año. La producción promedió 13,2 millones de bpd en 2024 y promediará 13,5 millones de barriles diarios en 2025. El crecimiento sería prácticamente nulo en 2026, totalizando 13.6 millones de bpd.
Trump durante un acto de campaña en octubre del año pasado.
La producción actual y la esperada muestran una vez más la ralentización en el crecimiento de la producción. Según la EIA, EE.UU. pasó de producir 12.314.000 barriles por día en 2019 a 13,2 millones diarios el año pasado. Es decir, se tardó cinco años en sumar casi un millón de barriles más.
El sostenimiento de la producción nacional dependerá fundamentalmente de Permian, la formación estrella de shale oil del país. Permian representará más del 50% de la producción nacional de crudo en 2026 según el organismo federal. Pero el crecimiento esperado de la producción en esa formación en 2026 será compensado por la contracción en otras regiones petroleras, razón que explica la intención de Trump de relanzar la exploración y producción en Alaska y el Golfo de México.
Ganancias de eficiencia
La actividad de perforación de nuevos pozos da cuenta de las ganancias de eficiencia alcanzadas en el shale. La producción de hidrocarburos es récord pese a que el número activo de equipos de perforación es históricamente bajo.
Baker Hughes informó en enero una baja interanual en los rigs de perforación de petróleo y gas activos, con 576 equipos activos en enero de 2025 contra 621 rigs en operación en enero de 2024. Antes de la pandemia, el mínimo histórico de equipos fue de 407 unidades en mayo de 2016.
Otra forma de ver la poca actividad perforatoria es el stock de pozos perforados, pero sin completar, llamados DUC. Una tendencia a la baja en el número de pozos DUC indica que las productoras están completando más pozos de los que están perforando. Un reporte del EIA de agosto informaba que el stock se encontraba levemente por encima de los 1000 pozos, manteniendo el mismo nivel de los últimos tres años y muy por debajo de los casi 4500 pozos de mediados de 2020.
Las empresas de servicios de campo anticipan otro año de baja demanda. Halliburton informó una baja de 7% en sus ingresos en Norteamérica en el último trimestre de 2024 producto de una menor demanda de sus servicios de estimulación (fracking) y espera para este año una actividad incluso menor.
«Espero que nuestros ingresos en América del Norte disminuyan a un dígito entre bajo y mediano con respecto a los niveles de 2024 o que se mantengan aproximadamente sin cambios con respecto a la segunda mitad de 2024”, dijo Jeff Miller, presidente y CEO de Halliburton.
Mayor oferta global
De fondo, la razón última de las productoras para no aumentar agresivamente la producción en EE.UU. son los precios del crudo, que indican un posible escenario de mayor oferta global de petróleo.
La EIA proyecta que el Brent promediará un precio de 74 dólares por barril en 2025, por debajo de los 81 dólares de 2024.
Este precio aún resulta atractivo para la producción de shale oil en EE.UU., con un precio de equilibrio o breakeven estimado en US$ 45 por barril, según un reporte de Rystad Energy. El precio de equilibrio marca cuál es el umbral mínimo de rentabilidad de un tipo de producción, sin contar costos como el transporte del crudo.
No obstante, el informe de la consultora noruega agrega que la producción onshore en Medio Oriente es la fuente más barata de nueva producción, con un precio de equilibrio de US$ 27 por barril. La producción offshore tiene un precio de US$ 37 por barril y la offshore de aguas profundas US$ 43.
Rystad concluye que es probable que haya más oferta de crudo en 2030, impulsada principalmente por la producción de los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), donde los costos son bajos y el potencial de recursos es alto.
Bajo ese escenario, se explica porqué las petroleras están optando por premiar a los inversores con recompras de acciones o pagos de dividendos antes que en invertir en aumentar la producción.
Partidarios de Trump con los carteles bajos durante un acto de campaña en 2024.
Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y se encarga del despacho de energía a nivel nacional, publicó el miércoles de esta semana un documento en su página web que detalla los pasos con los que el gobierno de Javier Milei prevé ir normalizando, de manera gradual, el funcionamiento del mercado eléctrico tras casi dos décadas de intervencionismo estatal. Es un texto de 16 páginas que lleva el título de ‘Lineamientos para la normalización del MEM y su adaptación progresiva”. Allí, el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, explica en una serie de nueve puntos cómo se irá descentralizando durante los próximos meses la gestión del sector eléctrico a fin de incentivar la recontractualización entre los distintos segmentos del mercado de electricidad (generadores, distribuidoras y transportistas) y también con los proveedores de combustibles del parque termoeléctrico (gas natural, gasoil y fuel oil).
Es una tarea compleja porque implica hilvanar múltiples cuestiones técnicas y comerciales y por ende, de una u otra manera, afectará intereses creados en la industria energética. Por eso, la implementación de la reforma requerirá de varias resoluciones que se están trabajando en el seno del gobierno, pero que aún no se dieron a conocer.
Sanfilippo, un funcionario que responde al viceministro de Economía y Energía, Daniel González, mano derecha de Luis ‘Toto’ Caputo, pero que también es validado por Santiago Caputo, asesor estrella del Presidente, instruyó a Cammesa a que publique los lineamientos con el objetivo de que en las próximas semanas las empresas puedan formular consultas y propuestas sobre la normativa que se publicará en los próximos meses. “Colgamos los lineamientos sin resolución justamente para recibir feedback y perfeccionarlo en los próximos 30 días”, explicaron cerca del funcionario.
Mario Cairella, vicepresidente de Cammesa, cuestionó en duros términos la reforma eléctrica que impulsa el Gobierno.
Fuego cruzado
Lo paradójico es que esa visión es atacada desde la conducción política de Cammesa, que está encarnada en la figura de su vicepresidente, Mario Cairella, un directivo que llegó al cargo por impulso del diputado oficialista José Luis Espert. En un grupo de WhatsApp de Contactos Petroleros, una organización que nuclea a cientos de directivos y personas vinculadas a la industria, Cairella disparó munición gruesa contra la reforma eléctrica de Milei: “(Es una) reverenda BURRADA (sic) inconsulta así como está. (Es) sólo un headline (título en inglés) sin un plan detrás”, escribió el jueves a las 9.41 de la mañana.
Captura de pantalla del mensaje cargada de munición gruesa de Cairella en el chat de Contactos Petroleros.
EconoJournal intentó comunicarse con el directivo, pero no obtuvo respuesta. Colaboradores de Cairella confirmaron, sin embargo, las críticas del vicepresidente de Cammesa: “Esa resolución (en referencia a la resolución 21/25, publicada este martes, que fija los objetivos de la reforma del mercado eléctrico) es solo un refrito de las mismas cosas que decía Rodríguez Chirillo. Son sólo títulos de marketing. El directorio de Cammesa, además, llamó a una reunión del Comité Ejecutivo porque fue una norma inconsulta y vacía de contenido”, afirmó un colaborador directo del ejecutivo de Cammesa.
Contrapuntos
No es el primer cortocircuito entre Cairella y funcionarios del área energética del Poder Ejecutivo. Un par de semanas atrás quedó en evidencia una marcada diferencia de criterios entre el vicepresidente de Cammesa y la Secretaría de Energía que dirige María Tettamanti. Cairella impulsó la firma de un contrato de importación en firme desde Brasil por 1000 megawatt (MW) de energía a un costo cercano a los 1000 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.
“Por más que algunas comercializadoras ofrezcan energía en firme (desde el país vecino), cuando Brasil tiene un problema como la semana pasada no puede cumplir”, indicó a este medio un alto directivo de una empresa generadora. “Además, hasta ahora no hizo falta traer tanta energía desde Brasil. En un día de alto consumo como hoy solo importamos 350 MWh medios y el resto de la semana fueron 150. Si tuviéramos comprados 1000 MWh en firme, el perjuicio al Estado hubiese sido muy grande”, agregó.
Pecom, la empresa de energía del grupo Pérez Companc, asumió la titularidad como operador del 50% de la concesión Campamento Central – Cañadón Perdido en Chubut, luego de la aprobación formal por parte del gobierno provincial. De esta manera, con la incorporación realizada en octubre pasado de “El Trébol-Escalante”, se completa la adquisición de las áreas adjudicadas a PECOM por YPF en el Proyecto Andes.
La empresa profundiza con esta adquisición su retorno a la actividad como operador. «Los primeros meses de gestión de El Trébol-Escalante nos permiten ser muy optimistas. Y el inicio de las operaciones en CC-CP consolida nuestra posición en la región, focalizados en poner en práctica nuestro modelo innovador para la maximización del factor de recobro en campos maduros”, señaló Gustavo Astie, CEO de PECOM.
La producción total en Campamento Central – Cañadón Perdido y “El Trébol-Escalante” es de 10.250 barriles diarios de petróleo. Esta cifra de producción incluye el 100% de Campamento Central – Cañadón Perdido, cuya titularidad había quedado dividida en partes iguales entre Pecom y Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía.
Enap Sipetrol anunció este mes la venta de su 50% en dicha concesión en Chubut y del resto de sus activos en la Argentina a Oblitus International, una sociedad inglesa controlada por el grupo financiero Xtellus Partners con sede en Nueva York, por US$ 41 millones.
El gobierno informó este viernes que en febrero las tarifas de electricidad subirán 1,5% en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y las de gas natural 1,6% en todo el país. Además, decidió unificar el porcentaje de bonificación que reciben los usuarios de ambos servicios, lo que impacta levemente en el monto de subsidios.
El objetivo oficial es privilegiar la política antiinflacionaria, pero sin llegar al extremo de congelar tarifas. Por eso, hasta que se resuelva la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) la decisión de Economía es ir otorgando pequeños ajustes que no pongan el riesgo la baja gradual que viene evidenciando el Índice General de Precios.
Enargas ya publicó este viernes en el Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios, mientras que el ENRE hará lo propio para Edenor y Edesur a comienzos de la semana próxima.
Subsidios
El gobierno decidió además unificar los porcentajes de bonificación que aplica sobre el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) y el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
Los usuarios de clase baja (Nivel 2) venían recibiendo una bonificación del 71,9% en el consumo de electricidad y de 64% en el caso del gas y ahora será de 65% para ambos servicios. Ese descuento se aplica sobre un bloque inicial de consumo que en el caso de la electricidad es de 350 kilovatios hora (kWh) y en el caso del gas natural varía según la región y la época del año. Los consumos que superen ese bloque subsidiado seguirán pagando la tarifa plena por el excedente como hasta ahora.
En el caso de los usuarios de ingresos medios (Nivel 3) la bonificación venía siendo del 55,9% en electricidad y del 55% en gas natural y a partir de ahora se unifica en 55%, siempre para el bloque de consumo subsidiado que en electricidad cubre 250 kWh y en gas varía de acuerdo a la región y la época del año.
El Gobierno postergó la actualización del impuesto a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono, que debía regir desde el 1° de febrero, mediante el decreto 51/2025 publicado este viernes en el Boletín Oficial. De este modo, el aumento que se aplique en el surtidor beneficiará enteramente a las petroleras, que venían presionando para mejorar su margen de refinación ya que el barril de crudo se incrementó de US$ 74 a US$ 77 en lo que va del año.
“En un escenario de incrementos de precios de crudo a nivel internacional, el Gobierno dispuso posponer el recupero de impuesto a los combustibles (IDC e ICL) para mitigar el impacto en los precios del surtidor“, informó la Secretaría de Energía.
El decreto 51/25 firmado por el presidente Javier Milei y los ministros Guillermo Francos y Luis Caputo extiende hasta el 28 de febrero el diferimiento de los aumentos originalmente previstos entre el 1° y el 31 de enero de este año. Además, se reprograma para el 1° de marzo la aplicación de los incrementos restantes.
El freno llega luego de que a fines de diciembre el gobierno sí autorizara un aumento parcial de impuestos a través del decreto 1134/24.
Venta de combustibles
Las ventas de nafta y gasoil al público retrocedieron en diciembre 5.67 por ciento respecto al mismo mes del año anterior y 1.66 por ciento si se contrapone con noviembre, según informó el sitio Surtidores.
En lo que respecta a la demanda anual, el producto de mayor retracción fue la nafta Premium, con una caída en 2024 del 18.76 por ciento; seguido por el gasoil tradicional, que retrocedió 13.13 por ciento. El diésel de menor cantidad de azufre bajó 6.45 por ciento y la nafta súper un 2.89 por ciento.
YPF se transformó formalmente en la quinta empresa en integrar el proyecto para exportar gas natural licuado desde un buque de licuefacción en Río Negro. La petrolera firmó hoy su ingreso a la sociedad Southern Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto, y se compromete a suministrar el 16,67% de los volúmenes de gas natural que demandará la instalación desde sus operaciones en Vaca Muerta.
De la firma del acuerdo participaron Horacio Marin, presidente y CEO de YPF; Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy; Nicolás Mindlin, vicepresidente ejecutivo de Pampa Energía; y Mariano Cancelo, managing director de Harbour Energy.
A partir del ingreso de YPF, los socios de Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40%), Pampa Energía (20%), YPF (15%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%).
Desde YPF destacaron que la instalación del buque licuefactor Hilli Episeyo en 2027 constituirá la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria, y que comprende la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados y una terminal de procesamiento (offshore/onshore) en la provincia de Río Negro.
“Esta firma constituye otro paso importante para impulsar Argentina LNG que lideramos desde YPF pero que desarrollamos con todos los actores de la industria. Por eso, conformar esta alianza con PAE, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar es estratégico para concretar este proyecto que va a transformar al país en los próximos 10 años” afirmó Marín.
Southern Energy
El consorcio Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de USD 2.900 millones durante los próximos 10 años. El buque de licuefacción Hilli Episeyo a ser instalado en la provincia de Río Negro tendrá una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027.
A lo largo de los 20 años de vida útil del proyecto, la inversión total estimada será de USD 7.000 millones en toda la cadena de valor. El proyecto favorecerá la creación de empleo, el desarrollo de proveedores locales, la introducción de nuevos procesos productivos y tecnológicos y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan en mercados internacionales, accediendo a nuevos destinos de exportación.
Horacio Marín junto a Marcos Bulgheronien la firma del acuerdo.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) anunció la designación de Maria Florencia Rodríguez, de YPF, como la nueva presidente de la entidad por el próximo período de dos años, durante la última Asamblea Anual Ordinaria de socios. Del encuentro participaron miembros del Consejo Directivo, instituciones educativas y socios personales.
Entre las autoridades que acompañan esta nueva gestión se destacan: Pablo Popik de compañía MEGA en el cargo de vicepresidente; Juan Pablo Ceballos de Petroquímica Río Tercero como tesorero; y Martín Bianchi de DOW en su rol de Secretario. Por su parte, como director ejecutivo del IPA® continuará el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido.
María Florencia Rodríguez, nueva presidente del IPA
Nombramiento
El rol de la nueva presidente del Instituto Petroquímico Argentino incluye la responsabilidad de liderar con una visión estratégica que impulse la sinergia entre la academia, la industria y los organismos clave del sector. Su labor consiste en fomentar iniciativas que promuevan la innovación tecnológica, la sustentabilidad ambiental, la transformación digital y la diversidad como pilares fundamentales del desarrollo petroquímico. Asimismo, trabajará para consolidar al IPA® como un puente entre los profesionales y las empresas, ofreciendo herramientas, conocimientos y espacios de colaboración que respondan a los desafíos actuales y anticipen las necesidades futuras del sector, siempre con un enfoque en la excelencia técnica y el liderazgo ético.
María Florencia Rodríguez cuenta con una sólida trayectoria profesional en el sector, habiendo ocupado diversos cargos de liderazgo en empresas y organismos del ámbito industrial, según precisaron. De profesión Ingeniera Química, es egresada de la Universidad Nacional de Mar del Plata. Actualmente se desempeña en YPF como Gerente Ejecutiva del Negocio de Química. Trabaja en YPF desde 1998, desarrollando su carrera principalmente en diversas áreas comerciales.
La elección de la Ing. Rodríguez se produce en un contexto de desafíos globales y regionales, donde la industria petroquímica juega un papel fundamental en el desarrollo económico y la creación de empleo. El Instituto Petroquímico Argentino continuará acompañando a sus socios y a todos los sectores educativos y de generación de conocimiento de la industria, para promover un crecimiento sostenible por medio de las diversas iniciativas del IPA® y de sus organizaciones socias.
La Asociación de Concesionarios de Automotores (ACARA) informó que el año pasado se patentaron 14.175 vehículos con algún tipo de tecnología híbrida o eléctrica, un 48,3% por ciento más que en 2023. La cantidad de patentamientos creció 415,6% comparado con 2020 y 130% si se compara con 2021, cuando lo peor de la pandemia ya había pasado. El gobierno apuesta a consolidar esta tendencia y anunció que este año permitirá la importación de hasta 50.000 unidades sin pagar ningún tipo de arancel.
El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció el martes que “bajarán a cero los aranceles para la importación de autos eléctricos e híbridos de bajo precio FOB”. Según el funcionario, esto es para que “haya opciones de vehículos más económicos”. “Habrá un cupo anual de 50 mil autos que podrán ser importados bajo esta categoría”, cifra que más que triplica la cantidad de autos patentada el año pasado. Hasta ahora todos los vehículos provenientes desde afuera del Mercosur vienen pagando un 35% de arancel. Lo que todavía no está claro es qué vehículos entran dentro de la categoría de “bajo precio”.
Al mismo tiempo, la secretaría de Energía María Tettamanti firmó la resolución 22/25 para facilitar el abastecimiento de electricidad de los autos. Lo que se hizo fue eliminar el Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos y Vehículos Híbridos. “La implementación de este empadronamiento significaba más intervención del Estado y un mail uso de los recursos públicos, sin traducirse en una mejora efectiva en la promoción de la movilidad eléctrica, ni en beneficios concretos para la ciudadanía”, aseguró el gobierno a través de un comunicado.
Desde la Secretaría de Energía remarcaron que el registro relentizó la instalación y expansión de puntos de carga al agregar costos y tiempos innecesarios para el sector privado, como la presentación de formularios y documentación respaldatoria.
El ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger aseguró en un posteo en X que “con los vehículos de combustión interna vas a un lugar a cargar, pero con los vehículos eléctricos es la revés: cargás en los lugares adonde vas. Los vehículos eléctricos se cargarán cuando comés en un restaurant o vas al supermercado. Vas a hacer algo a algún lugar y aprovechas el tiempo allí para recargar tu vehículo. Por eso es importante que cualquiera pueda instalar dispositivos de carga. Y para estos negocios proveer la carga va a ser una manera de atraer clientes.
El ministro @LuiscaputoAR anunció ayer una baja en los aranceles de importación de vehículos eléctricos que facilita el acceso a un automóvil. Sin embargo, para que la medida sea exitosa necesitamos una buena red de abastecimiento de electricidad para dichos vehículos. Por suerte… pic.twitter.com/TWbOK68AX5
Los híbridos no enchufables (HEV) treparon 48% interanual y concentraron el 86% de los patentamientos, mientras que los Mild Hybrid (MHEV), que también tienen un sistema eléctrico que asiste al motor de combustión, pero no impulsan el auto por si solo, crecieron 71,4% aunque representaron solo el 9% de las operaciones. Por su parte, los eléctricos puros crecieron 51,8% sumando el 4% de los patentamientos y los vehículos híbridos enchufables (PHEV) reprentaron apenas el 1% de las compras.
Los híbridos no enchufables son los que sostienen las cifras de los últimos años. Si bien su participación perdió algo de lugar en el total, aún representan el grueso de los patentamientos. Si se observan las cifras pos-pandemia, puede verse que en 2021 se patentaron 6.157 unidades y los híbridos no enchufables representaron el 94%, en 2022 de los 7.906 vehículos 0km que se vendieron, 92% correspondía a la tecnología HEV. Un año más tarde, los patentamientos treparon hasta las 9.558 unidades, de los cuales 86% tenían esta tecnología, mientras que en 2024 esa proporción se mantuvo, ya que de los 14.175 vehículos que se patentaron, 12.132 fueron HEV (86%).
Modelos
En términos de cantidad de modelos en oferta, en 2021 la oferta se conformaba por 37 modelos de 16 marcas diferentes (12 BEV, 15 HEV y 9 MHEV). En 2023, esa misma oferta trepó a 61 modelos (18 BEV, 15 HEV, 20 MHEV y 11 PHEV) y el año pasado llegó a 80 modelos de 27 marcas (26 BEV, 18 HEV, 31 MHEV y 11 PHEV).
De las 27 marcas que participan hoy, 23 tienen vehículos eléctricos puros (BEV), 8 participan con vehículos híbridos puros (HEV), 12 tienen versiones MHEV y 10 apuestan a vehículos híbridos enchufables (PHEV).
En cada segmento la concentración de las ventas es alta. Por caso, solo 6 de las que ofrecen vehículos 100% eléctricos representan el 90% de las ventas totales de ese segmento. Coradir concentra el 40%, Renault el 28%, Ford el 9%, Nissan el 6%, Sero el 4% y Mercedes Benz el 3%.
En el caso de los híbridos no enchufables (HEV), la concentración es mucho mayor. El 91% de las ventas del segmento responde a la marca Toyota y el 7% a Ford. De hecho, dos modelos de Toyota provenientes de Brasil (Corolla Cross y Corolla) concentran el 78,1% de los patentamientos, favorecidos por el no cobro de aranceles a los países miembros del Mercosur.
Entre los vehículos MHEV, el 93% de los patentamientos durante 2024 correspondió a solo 2 marcas: Audi el 53% y Mercedes Benz el 39%.
Por último, entre los híbridos enchufables (PHEV), 5 marcas concentraron el 95% de los patentamientos: BMW el 33%, DS el 26%, Peugeot el 17%, Volvo el 13% y Mercedes Benz el 6%.
La Secretaría de Ambiente de Neuquén anunció que modernizará el Registro Provincial de Infractores Ambientales (Repia) con el fin de garantizar la transparencia en el sistema que permite conocer cuáles son las empresas que incumplen las normativas ambientales. Se actualizará con mayor rapidez y podrá accederse a los registros por la web.
El Repia fue creado en 1999 mediante la ley provincial 1875 con el objetivo de contar con un registro público que contenga un detalle de aquellas sanciones ambientales que recaen sobre empresas o personas. Si bien la mayoría de las compañías a las que se aplica pertenecen a la industria hidrocarburífera, también permite contar con un registro de todas las faltas ambientales cometidas en otros rubros como la minería.
Fuentes consultadas por este medio aseguraron que el registró dejó de actualizarse en 2017 y desde entonces no hay información sobre las faltas cometidas ni sus reincidencias. Además, para acceder a la información se debía acudir personalmente a la Secretaría de Ambiente y hacer una presentación formal para solicitar los libros donde se dejaba constancia de esas infracciones.
Esteves afirmó que las inspecciones ambientales crecieron un 40%.
Ahora la gestión de Rolando Figueroa anunció que planea darle un nuevo estatus al Repia con el objetivo de llevar un registro más detallado y actualizado de las faltas ambientales y aplicar sanciones más severas. Por otro lado, se modificará su acceso permitiendo que sea a través de los sitios webs oficiales del gobierno neuquino.
“Estamos comprometidos con garantizar un cumplimiento efectivo de las normativas ambientales. Las cifras de inspecciones y sanciones reflejan un esfuerzo continuo para proteger nuestro ambiente y promover la responsabilidad en cada sector de actividad», aseguró la secretaria de Ambiente, Leticia Esteves.
La funcionaria dijo además que “queremos reforzar la transparencia y la confianza de los ciudadanos en la gestión ambiental de la provincia. El Repia es una herramienta que permite a las personas conocer quiénes cumplen y quiénes deben mejorar para garantizar la sostenibilidad».
Inspecciones ambientales
Según los datos de la Secretaría de Ambiente de Neuquén, durante 2024 se realizaron 1647 inspecciones ambientales, que representaron un incremento del 46% respecto a las 1129 realizadas en 2023: “Este crecimiento responde a la necesidad de reforzar la vigilancia sobre actividades con alto impacto ambiental y prevenir infracciones que afectan los recursos naturales provinciales”, afirmaron desde el área.
En el último balance hecho por la secretaria Esteves en diciembre pasado, aseguró que del total de estas inspecciones, 1332 correspondieron a la actividad hidrocarburífera, mientras que 28 fueron vuelos de drones (VANT) sobre las plantas de tratamiento de residuos petroleros “para evitar que haya un exceso de stock”, explicó a este medio.
En cuanto a los incidentes ambientales, se reportaron 1258 a diciembre de 2024 relacionados con la actividad hidrocarburífera. El 95% fueron catalogados como menores. Del total de esos incidentes, el 80% afectó al suelo, el 8% a la vegetación y el 2% al agua. “Cuando una empresa tiene algún incidente ambiental está obligada a denunciarlo y estos datos hemos recopilado”, afirmó la funcionaria durante la presentación.
Multas
Desde el área que conduce Esteves informaron que entre 2023 y 2024 se recaudaron 404.298.755 pesos en concepto de multas ambientales que constituyeron infracciones generales, desobediencia de órdenes, incumplimiento de resoluciones y resistencia a la autoridad.
Además, explicaron que las sanciones no solo tienen un fin recaudatorio, sino que «buscan desalentar las malas prácticas y promover el cumplimiento de las leyes ambientales, reforzando el compromiso de las empresas con la sostenibilidad». Según indicaron, los fondos recaudados serán destinados al fortalecimiento de los programas de monitoreo ambiental, educación y sostenibilidad en toda la provincia.
El Repia contendrá un detalle de las empresas que cometen faltas ambientales.
La reversión del Gasoducto del Norte resultó una obra de extrema importancia que permitió abastecer la demanda de siete provincias de esa región de la Argentina con el gas de Vaca Muerta, pero a la vez dejó abierto un complejo escenario tarifario y contractual que los distintos actores de la industria demandan revisar y actualizar.
El primer problema que se presenta con la reversión del ducto de más de 1400 kilómetros es que el cambio del sentido del flujo, actualmente de sur a norte, dejó sin fundamentos administrativos, legales y comerciales todos los contratos firmados por Transportadora Gas del Norte (TGN), las distribuidoras, los grandes usuarios y las generadoras eléctricas.
El tema será uno de los planteos que las empresas llevarán a la audiencia pública convocada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) para este jueves 6 de febrero, de manera de poner en consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los ajustes en los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029.
El problema alcanza de distinta manera a las distribuidoras Gasnor que opera en las provincias de Jujuy, Salta, Santiago del Estero y Tucumán; Gasnea en Entre Ríos, Corrientes, Chaco y Formosa; Gas del Centro, en Córdoba, Catamarca y la Rioja, Litoral gas en Santa Fe y noreste de Buenos Aires e incluso a Gas Natural Ban en el norte del Gran Buenos Aires.
Impacto económico
“Todas las distribuidoras mantienen hoy contratos de abastecimiento de gas con un transporte contranatura del gasoducto que se acaba de inaugurar, ya que facturan a sus clientes con cuadros tarifarios que reflejan un sentido norte a sur y con un mix de transporte que no parte de la Cuenca Noroeste o de Bolivia, sino que casi en su totalidad proviene de Neuquén con unos 15 MMm3/día aproximados”, explicó una de las fuentes consultadas por EconoJournal.
Ese descalce que generó la reversión tiene un efecto económico no menor. Por ejemplo, un usuario de una provincia del norte como Salta o Tucumán actualmente paga en concepto de transporte un promedio de US$ 0,15 por millón de BTU, es decir el costo estimado desde el punto de ingreso en la Cuenca Noroeste o en su momento desde la frontera con Bolivia.
Hoy el gas que abastece ese mismo usuario, con la reversión en marcha, se inyecta desde la Cuenca Neuquina, lo que implica por ejemplo hasta cuatro operaciones de transporte: el gasoducto Perito Moreno de Tratayén a Salliqueló, el Neuba II de Salliqueló al Gran Buenos Aires, el salto del Mercedes-Cardales y el revertido Gasoducto del Norte.
El costo de transporte de estos cuatro tramos se eleva entonces a US$ 1,30 por millón de BTU, por lo que si se tuviera que trasladar a tarifa todo ese nuevo recorrido se multiplicaría por más de ocho el costo de llevar el gas de Vaca Muerta a Tucumán o Salta. Esto es lo que lleva a los distintos actores del segmento a pedir “barajar y dar de nuevo, para reflejar un nuevo mix de transporte y un nuevo mix de gas que en todas las soluciones posibles implican un mayor costo”.
El tema ya era motivo de análisis de la industria con el ex secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo y lo sigue siendo con su sucesora María Tettamanti y el equipo del Enargas. El tema no debería ser un problema porque el mayor costo de transporte se compensaría largamente por el gas competitivo de Vaca Muerta, la perspectiva pareciera no ser tan simple y lineal.
Hasta hace pocos meses la Argentina importaba gas de Bolivia a unos 8 dólares por millón de BTU y el Estado nacional subsidiaba ese energético en unos US$ 6 aproximadamente. Ahora se va a buscar el gas a Neuquén que cuesta US$ 3 dólares el millón de BTU por lo cual si hay que pagar más en concepto de transporte se mantiene un ahorro respecto al costo de importación.
Sin embargo, explica otra de las fuentes, en un contexto en el cual el Estado busca reducir sustancialmente el nivel de subsidios energéticos, hay que definir si el que pagará esa nueva ecuación será el usuario o se mantendrá un régimen de subsidio, aunque menor, sobre todo teniendo en cuenta que el Plan Gas no contempla el suministro barato a las provincias del Norte hasta 2028 como ocurre con el resto de las regiones del país.
Dos alternativas
Un conocedor de primera mano de esta discusión explicó que “se abren dos caminos: el primero que cada usuario pague lo que realmente cuesta según donde se encuentre, por lo que un residente en Neuquén tendría un costo mínimo y el de Jujuy el máximo; o que se aplique una tarifa de entrada y salidas general que equilibre los costos por la distancia al yacimiento”.
El ente regulador lleva un año analizando un nuevo sistema de transporte, tomando la nueva realidad gasífera del país con el desarrollo del no convencional y las obras de transporte, y también observando referencias en otros países. Dos opciones básicas son las que se conocen como esquema de “estampillado” que establece una única tarifa para todo el sistema, o el esquema “entry-exit” que valora cada punto de suministro de gas y de salida para cada lugar de demanda.
Otro tema que reclama una pronta revisión es el mix de cuencas que establece cómo se debe facturar a cada usuario el costo del gas natural, de acuerdo a la integración del fluido que recibe desde distintas fuentes pero calculadas hace más de 20 años, lo que en un primer análisis hace evidente que quedó largamente desactualizado por el nuevo mapa gasífero.
“En el actual esquema se está obligando a una distribuidora a facturar un mix de cuencas imposibles, y en muchos casos al usuario a pagar un gas mucho más caro del que realmente recibe”, explicó una fuente al tanto de la comercialización en el sistema. Es decir, un usuario industrial con suministro en firme paga por una composición de gas que le llegaba mayormente del norte y que era más cara que la que en realidad recibe desde el sur, que es mucho más competitivo.
La misma fuente señaló que “hubo un cambio fáctico en la solución gasífera argentina que hizo que Neuquén desplace de manera drástica a la Cuenca Noroeste y a Bolivia, y en gran medida también desplaza a la Austral, lo cual no se refleja en los contratos heredados que son urgentes revisar para la implementación de la próxima RQT”.
Aún en el caso de que existiera disponibilidad de suministro en la Cuenca Noroeste, se estima que las industrias ubicadas en las zonas centro, litoral y norte del país seguirían pagando el abastecimiento de gas natural entre un 15% y un 20% más elevado que las industrias ubicadas en la provincia de Buenos Aires. La cuenca produce a diario entre 2,5 y 3 Mm3/día, con una participación del total casi irrelevante con respecto a lo que ocurría hace 20 años cuando era el 15% del total nacional.
De acuerdo a la foto de dos décadas atrás, hoy vigente, la distribuidora Gasnea debe facturar a sus clientes un gas que proviene 100% del NOA, la Distribuidora del Centro tiene un mix de cuenca del 75% del NOA y un 25% de la Neuquina; y la del Litoral tiene un equilibrio de 49% del NOA, un 48% de Neuquén y un 3% de la Austral.
La realidad indica que el gas de la Cuenca Neuquina es el predominante en el mix de cualquiera de las distribuidoras del centro y norte del país, lo que genera falta de transparencia, distorsiones en el mercado y una falta de competitividad para determinados usuarios que se ven afectados, argumentos que dan las razones para trabajar en una adecuación de lo implementado.
Compañía MEGA, una de las subsidiarias de YPF en los negocios de midstream y petroquímica, le dio la bienvenida este martes a través un comunicado publicado en la red interna de la organización a Tomás Córdoba como su nuevo gerente general en reemplazo de Andrés Scarone, que fue promovido en diciembre como nuevo vicepresidente de Nuevas Energías de la petrolera bajo control estatal que preside Horacio Marín.
Córdoba se desempeñaba hasta la semana pasada como CEO de Metrogas, la mayor distribuidora de gas natural del país cuyo principal accionista es YPF con el 70% del capital social. Su traspaso a MEGA está vinculado, en buena medida, con el lanzamiento del proceso de venta de la empresa gasífera, anunciada por Marín en octubre de 2024. Si bien aún no se conoce oficialmente la fecha en que se pondrá en marcha el proceso, fuentes privadas indicaron a EconoJournal que en las últimas semanas YPF y Metrogas sondearon a distintos a bancos privados con la intención de nombrar a uno de ellos como responsable de la iniciativa de venta.
Tomás Córdoba fue presentado ayer como nuevo gerente general de Compañía MEGA.
Por Ley
La desinversión de YPF en Metrogas es un mandato que deviene del cumplimiento del marco legal argentino, que prohíbe —a través de la Ley 24.076 (del Gas)— que un productor de gas posee la mayoría accionaria y por ende el control de una empresa regulada —distribuidora o transportista— de gas. YPF vulnera ese principio (no es el único caso en el mercado local) desde 2012, cuando adquirió la participación de British Gas (BG), que tenía el 54,67% de Gas Argentino (GASA), sociedad controlante de Metrogas.
Tras un intento fallido de venta en 2017, intimada por la gestión de Juan José Aranguren como ministro de Energía, Marín anunció el año pasado que YPF encarará la venta de la distribuidora. La condición necesaria para que la desinversión se concrete es que el gobierno, medio del Ente Regulador del Gas Natural (Enargas), apruebe la revisión quinquenal tarifaria (RQT) que asegurará a la distribuidora el ingreso de un flujo de fondos por los próximos cinco años.
Aunque aún no está definido, es probable que en reemplazo de Córdoba asuma como CEO interino Sebastián Mazzucchelli, actual director comercial de Metrogas, que sería quien llevaría adelante el proceso formal de venta.
Los gobiernos de la Argentina y la India decidieron avanzar en la implementación del Memorándum de Entendimiento sobre Cooperación en materia de Recursos Mineros firmado en 2022, mediante la conformación de dos equipos que van a estar orientados a trabajar en exploración y en la identificación de posibles proyectos de inversión, los que se descarta estarán vinculados a litio, cobre y oro, principalmente.
El encuentro que se realizó este martes en la Palacio San Martín estuvo encabezado por el secretario de Minería, Luis Lucero, y su par de la India, Kantha Rao, junto a los equipos técnicos, de los servicios geológicos de ambos países y con la participación de una misión comercial de grandes empresas públicas y privadas interesadas en llevar adelante posibles inversiones o acuerdos de joint venture.
Se trata del primer encuentro presencial que representantes de ambos países pueden concretar desde agosto de 2022 cuando se firmó el MOU, y como parte de la mesa llamó la atención la invitación que las autoridades de la India realizaron a la diputada nacional por Catamarca, Fernanda Ávila, quien negoció y firmó el memorándum durante su gestión al frente de la Secretaría de Minería, bajo el marco de una relación elevada al nivel de Asociación Estratégica, en 2019. Del encuentro participaron también Ricardo Cacciola, presidente de la Cámara Argentina Empresas Mineras (Caem) y a su directora ejecutiva, Alejandra Cardona.
Roberto Cacciola, presidente de Caem, y Luis Lucero, secretario de Minería, en el evento realizado en el Palacio San Martín.
Equipo de trabajo
Como resultado de este primer intercambio, que tendrá una continuidad presencial en el primer trimestre de 2026 en Nueva Delhi, se conformó un equipo de trabajo sobre exploración que tendrá como representante argentino al presidente del Servicio Geológico Minero Argentino (Segemar), Julio Bruna Novillo, y sobre temas de inversión que encabezará el subsecretario de Desarrollo Minero, Mario Thiel.
El acercamiento actual se produce en el marco de la estrategia de reformas e incentivos que viene implementando en los últimos dos años el Gobierno de la India para el desarrollo de 24 minerales críticos y estratégicos que comprenden productos como litio, molibdeno, tungsteno, cadmio, indio, grafito, vanadio, níquel, cobalto, estaño, platino y fosfato, entre otros.
Así, busca asegurar la cadena de suministro para su desarrollo tecnológico e industrial garantizando la disponibilidad de estos minerales, de fuentes nacionales o extranjeras, y fortaleciendo las cadenas de valor, los ecosistemas tecnológicos, regulatorios y financieros para fomentar la innovación, el desarrollo de habilidades y la competitividad en la exploración, producción y procesamiento.
A la vez, la reunión se concreta una semana después de que el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmó en aquel país un MOU con las empresas Oil and Natural Gas Corporation (OIL), Gas Authority of India Limited (GAIL) y Oil and Natural Gas Corporation Videsh Limited (OVL) de la India, con el objetivo es exportar hasta 10 millones de toneladas al año de GNL, además de promover la cooperación en litio y otros minerales críticos y la exploración y producción de hidrocarburos.
El secretario Rao fue el encargado de expresar la voluntad de acelerar el acercamiento con la Argentina a partir de tres puntos básicos de una agenda común: El primero es la exploración, que se encuentra en ambos países en el mismo nivel de relevamiento de apenas el 33% de sus territorios. “ Hay muchas oportunidades allí y deberíamos mirarnos mutuamente para la exploración. Estamos dispuestos a enviar empresas indias a Argentina para ello, y también aprovechar la experiencia y conocimientos del Segemar”.
El segundo punto resaltado por el funcionario fue el interés de la India en los minerales críticos, respecto de lo cual anticipó que en los próximos días su gobierno va a presentar sus nuevas políticas por lo que se planean muchas inversiones en el sector. “Es una oportunidad comercial para que sus empresas y las nuestras hagan negocios entre sí”, alentó.
Y el último punto en común a fortalecer entre ambas naciones es la investigación y desarrollo en tecnología para el procesamiento de minerales, sobre lo cual el secretario afirmó que ambos países están “en el mismo nivel de tecnología y la alternativa es unirse para poder desarrollar esas soluciones juntos y poder usarlas en ambos países para poder agregar valor”.
“Ustedes deberían poder fabricar la batería de litio del vehículo eléctrico. Si trabajamos juntos con su litio, con nuestra tecnología de investigación y desarrollo, deberíamos ser capaces de fabricar un producto final. Esa debería ser la estrategia”, concluyó Rao.
Cooperación
En ese mismo marco, Lucero afirmó que los dos países son “complementarios” en materia minera: “Tenemos mucho para ofrecer e India tiene mucho para dar. Hay mucho trabajo por delante para que la cooperación en el campo de los recursos minerales resulte mutuamente beneficiosa y genere un incremento en el comercio, las inversiones y la colaboración en el sector”.
Para eso, el funcionario que depende del ministro de Economía Luis Caputo, consideró que es necesario “buscar formas de cooperar los dos países en exploración, y a la vez entender qué oportunidades de inversión hay para capitales argentinos en India y para India en el sector minero argentino”, un foco que ya tiene el primer proyecto en ejecución a cargo de la empresa estatal india Khanij Bidesh India Ltd (KABIL), que realiza tareas de exploración en cinco bloques de litio, en la provincia de Catamarca, en acuerdo con la empresa provincial minera y energética Camyen.
Lucero valoró que “en los últimos 30 años no se ve en la industria un momento igual de confianza como el que atraviesa la Argentina, y en consecuencia el mercado toma decisiones de inversión con cifras varias veces millonarias como se vieron en 2024 y que son muy inusuales para la economía” local en cualquiera de sus ramas productivas.
Si bien reconoció que en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) es un poco difícil de encuadrar los proyectos de exploración por un presupuesto mínimo necesario de US$ 200 millones, aseguró que “lo que sigue estando vigente es la Ley de Inversiones Mineras y el estímulo a la posibilidad de importar bienes de capital para ser usados en la exploración, sin aranceles de importación y allí no hay mínimo”.
La delegación oficial y comercial de la India, visitará esta semana varios proyectos litíferos en Catamarca, así como hizo días atrás el embajador Dinesh Bhatia a Mendoza para interiorizarse sobre la reactivación de la industria minera en esa provincia y en particular del desarrollo cuprífero San Jorge, en el departamento de Uspallata, y como se espera ocurra con una visita similar a Santa Cruz, que ofrece un portfolio en oro y plata.
Bhatia expresó en el encuentro con la prensa que su país tiene varias empresas estatales grandes, por lo que el interés es “hacer más proyectos de tipo gobierno a gobierno, como ocurrió en Catamarca. Si existe esta posibilidades, ayudaría mucho y haría el trabajo más fácil y más rápido. Por supuesto, el sector privado tiene su sistema de inversión y toma de decisiones, pero ellos también están mirando hacia la Argentina”.
Goldwind Argentina informó que entregará en pocos meses los aerogeneradores para el proyecto eólico de TotalEnergies en Río Cullen, Tierra del Fuego. La petrolera europea, una de las tres grandes productoras de gas natural en el país, apuesta por la energía eólica para reducir su huella de carbono en la generación de la energía que demandan sus instalaciones de tratamiento de gas en la provincia fueguina, en donde ya opera a plena producción el proyecto Fénix de gas offshore.
El acuerdo comercial firmado el 23 de diciembre de 2024 establece que Goldwind entregará a la compañía de origen francés aerogeneradores modelo GW136 de 4.2MW para el proyecto en Río Cullen. Una vez operativo, será el parque eólico más austral del mundo, a excepción de algunas instalaciones realizadas en la Antártida.
Goldwind es uno de los mayores fabricantes de aerogeneradores del mundo. La compañía informó que los equipos provenientes de China llegarán en el segundo trimestre de este año al puerto de Punta Arenas, en Chile, desde donde se transportarán por ferry y tierra hasta la locación del parque eólico.
“TotalEnergies es uno de los mayores players del mercado a nivel global, y es para Goldwind Argentina un orgullo haber firmado el primer acuerdo para realizar un proyecto en Argentina” destacó Fernando Errea, Gerente de Ventas de Goldwind Argentina. “Este es un gran desafío debido a las condiciones de emplazamiento del proyecto, siendo Tierra del Fuego conocida por su excelente recurso eólico, pero sabemos que nuestras turbinas están preparadas para las exigencias climáticas más severas, y para otorgar un excelente rendimiento”, agregó.
Energía para las plantas
La petrolera utilizará la energía del parque eólico para alimentar con energía renovable la demanda en la planta de tratamiento de gas natural en Río Cullen, punto de ingreso del fluido que se produce en el proyecto Fénix, un desarrollo de gas offshore llevado adelante por el consorcio CMA-1 entre TotalEnergies, Harbour Energy y Pan American Energy. Fénix alcanzó este mes su máxima capacidad de producción, entregando a la red los 10 millones de metros cúbicos diarios previstos.
Las instalaciones de tratamiento de gas actualmente funcionan generando su propia electricidad por medio de turbinas a gas. El parque eólico logrará reducir la huella de carbono de las actividades, al disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero en aproximadamente 60%.
Este proyecto híbrido, que combinará energía renovable y baterías, se convertirá en el primer desarrollo onshore de este tipo dentro de la rama Exploración-Producción de TotalEnergies a nivel mundial.
La iniciativa se enmarca en la estrategia de descarbonización que TotalEnergies lleva adelante desde 2019, que tiene como objetivo reducir las emisiones de sus instalaciones industriales en más del 40% para 2030.
La Secretaría de Energía publicó este martes la resolución 21/2025 que avanza en la normalización del sistema eléctrico para volver a introducir competencia con el objetivo de hacerlo más eficiente y sostenible. La norma, firmada por la secretaria María Tettamanti, tiene cinco puntos clave que se detallan a continuación.
1) El artículo 1 busca permitir la firma de nuevos contratos a término en el Mercado Eléctrico Mayorista entre grandes usuarios y generadores térmicos, hidráulicos y nucleares. Esa posibilidad estaba suspendida en los hechos desde que el gobierno de Néstor Kirchner intervino el MEP hace casi 20 años y la prohibición formal rige desde la entrada en vigencia de la resolución 95 en marzo de 2013. Salvo en el caso de la energía renovable, donde funciona el MATER, los grandes usuarios del MEM estaban obligados en la actualidad a comprarle la energía eléctrica a CAMMESA conforme a las condiciones establecidas por el gobierno. A partir de ahora, en cambio, los que quieran asegurarse el acceso a energía adicional van a poder firmar un contrato con una generadora térmica, hidráulica o nuclear para sumar nueva infraestructura. Hasta el momento es solo una señal política porque faltan una serie de reglamentaciones que irán saliendo en los próximos meses que terminarán de definir el diseño del nuevo mercado que impulsa el gobierno de Javier Milei.
2) El artículo 2 deroga a partir del 1 de febrero la resolución 354/2020 firmada por el gobierno de Alberto Fernández que establecía cuáles eran los volúmenes de gas considerados firmes por parte de CAMMESA. Fuentes al tanto de la iniciativa remarcaron a EconoJournal que con esta derogación lo que se busca en la práctica es que, a partir del mes que viene, CAMMESA solo se comprometerá a comprar el gas adquirido bajo la cláusula de take or pay (ToP) que está incluida en los contratos de Plan Gas firmados con las petroleras durante el gobierno anterior. El ToP está estipulado en el 75% del volumen previsto en el contrato. El resto,se lo podrá comprar a ese mismo productor siempre y cuando CAMMESA no encuentre un mejor precio en el MEGSA. Habrá que ver cuál es la posición de las petroleras una vez que se conozca el efecto práctico de la medida publicada hoy en el Boletín Oficial, por que, en los hechos, podría afectar el esquema comercial y los precios de venta incluidos en el Plan Gas, que tiene vigencia hasta 2028.
3) El artículo 3 modifica el artículo 8 de la resolución 95/2013 habilitando a los generadores térmicos a gestionar a partir de marzo su propio combustible para las máquinas que no tienen un contrato PPA (Power Purchase Agreement) firmado con Cammesa. A esas centrales, el combustible hasta ahora se lo viene proveyendo CAMMESA. Por lo tanto, el costo de cada central, que CAMMESA toma en cuenta al momento de definir la prioridad de los despachos, varía en función del rendimiento de la tecnología de cada una, pero no del combustible que utilizan. Es decir, cualquiera de las centrales de ciclo combinado en la actualidad despacha la energía antes que una central de turbo vapor que tiene 40 años porque su tecnología es más eficiente. A partir de marzo, cada generador va a poder comprar su propio combustible. De este modo, podría llegar a ocurrir que una central más vieja consiga gas más barato y termine teniendo costos variables de producción más bajos.
4) El artículo 4 actualiza los costos de la energía no suministrada. Ese punto no tiene un efecto inmediato, pero permite entender cuál es el costo marginal del sistema para planificar cuánta potencia es necesario incorporarle al parque de generación.
5) El artículo 5 deroga los artículos de la resolución 1281 de septiembre de 2006 que puso en vigente el Servicio Energía Plus. Ese régimen definía una “demanda base” de energía, que tomaba como punto de referencia el año 2005, y establecía que toda demanda adicional debía garantizarse a través de un contrato con una generadora encargada de construir nuevas plantas. Bajo ese paraguas, generadoras como Pampa Energía, Albanesi y AES firmaron contratos con grandes usuarios para incorporar energía adicional al sistema a un precio mayor. Esta nueva resolución pone fin a este régimen a partir del 31 de octubre, es decir, una vez que pase el invierno. Eso significa que los actores van a tener que salir a contratar nueva energía reconstituyendo el mercado a término de energía térmica, hidraúlica y nuclear, al que hace referencia en el artículo 1. Uno de los impactos inmediatos de la resolución 21/2025 es que permitirá que la energía producida mediante ‘cogeneración’ pueda ser comercializada con grandes usuarios industriales, algo que hasta el día de hoy estaba limitado.
El traspaso de las concesiones en Vaca Muerta que tenía la norteamericana ExxonMobil a Pluspetrol —concretado en octubre del año pasado en una cifra récord de más de US$ 1700 millones— activó un movimiento tectónico que podría desencadenar en los próximos meses una serie de réplicas secundarias hacia dentro de la cuenca Neuquina. Ese reacomodamiento en el mapa no convencional está motorizado por distintos factores, pero uno tracciona más que el resto: el interés de petroleras con accionistas locales —como Pan American Energy (PAE), Vista, Pampa Energía, Tecpetrol, CGC y la mencionada Pluspetrol, entre otras— por ampliar su presencia en Vaca Muerta en contraste con una tendencia a la retracción por parte de compañías internacionales como la propia ExxonMobil.
En el gobierno parecen tener presente esa realidad. Prueba de eso es que, a mediados del mes pasado, el viceministro de Energía y Minería, Daniel González, mano derecha en el área de Luis ‘Toto’ Caputo, impulsó la instrumentación del Decreto 929, un viejo régimen de promoción de inversiones en Vaca Muerta establecido en 2013 por la administración de Cristina Kirchner —fue la medida que traccionó el desembarco de la estadounidense Chevron en el play no convencional— que, sin embargo, nunca se había cumplido. El decreto autoriza el envío hacia el exterior de parte del flujo en dólares generado por la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Instruir al BCRA para que empiece a cumplir con esa norma, que estuvo frenada durante años por el cepo cambiario, fue una acción del gobierno de Javier Milei destinada a atajar un reclamo histórico de las petroleras internacionales que explican, desde el sentido común de la lógica económica, que no están en condiciones de aumentar sus inversiones en el país hasta que no haya certezas de que podrán acceder al mercado de cambios para costear financiamientos y amortizaciones en el exterior.
Algunas petroleras internacionales lanzaron procesos formales para testear el interés del mercado en campos en la ventana de crudo de Vaca Muerta.
Casos testigos
Es que si bien el posicionamiento a nivel global del líder libertario está contribuyendo de manera irrefutable a regenerar el interés de fondos de inversión en la Argentina —son varias las empresas locales del sector de energía que realizaron en las últimas semanas o tienen previsto realizar road show en EE.UU. para apalancar desarrollos en el país—, las compañías multinacionales aún son prudentes a la hora incrementar sus inversiones en Vaca Muerta.
Las empresas locales, en cambio, tienen una vocación expansiva. EconoJournal pudo confirmar, por ejemplo, de varias fuentes privadas que existe interés de al menos tres petroleras en adquirir las áreas Rincón de la Ceniza-La Escalonada, dos bloques operados por la francesa TotalEnergies que están ubicados de manera lindera a Bajo del Choique, el principal campo deriskeado por ExxonMobil que fue adquirido por Pluspetrol.
La compañía europea —que en septiembre del año pasado puso en producción el yacimiento offshore Fénix, ubicado en la cuenca Austral, donde invirtió más de US$ 700 millones junto con sus socios PAE y Harbour Energy— no está, a priori, en una posición de ‘vendedor’, pero a raíz del contacto con algunas empresas operadoras y del elevado precio del acre en la ventana de petróleo de Vaca Muerta que convalidó Pluspetrol podría testear al mercado con un proceso de venta formal. De hecho, fuentes al tanto de esas conversaciones indicaron a este medio que el banco Jefferies —el mismo que gestionó la transacción de ExxonMobil y obtuvo un precio super competitivo por esos activos— podría estar al frente de ese proceso, que aún está dando sus primeros pasos.
TotalEnergies empezó a deriskear —tal como se conoce en la jerga petrolera a la exploración de un bloque sin actividad hidrocarburífera previa— las áreas Rincón de la Ceniza y La Escalonada en 2010 tras adjudicarse los bloques en una de las primeras rondas licitatorias en Vaca Muerta realizadas por Gas y Petróleo (GyP), la petrolera provincial de Neuquén, que mantuvo para sí un 10% de esos campos. Años más tarde, la compañía francesa sumó a la angloholandesa Shell como socio en partes iguales en ambos campos, por lo que en la actualidad ambas poseen un 45% del capital accionario de los bloques. Habrá que ver si existe interés suficiente para que TotalEnergies evalúe seriamente una eventual desinversión en los yacimientos, pero en cualquier caso el proceso llevará varios meses.
EconoJournal pudo confirmar que también existe interés por las participaciones que posee la noruega Equinor en Vaca Muerta. La compañía nórdica es propietaria del 30% de Bandurría Sur, un bloque de shale oil operado por YPF, que posee un 40% del capital accionario del campo, en tanto que Shell control el 30% restante. Equinor, a su vez, es dueña del 50% de Bajo del Toro Norte, otra área operada por YPF (tiene el otro 50% del capital social) al norte de Neuquén. El bloque también es lindero hacia el este de Bajo del Choique, el área estrella que adquirió Pluspetrol de manos de ExxonMobil.
Desde la empresa controlada por el Estado de Noruega, que en junio perforó un pozo exploratorio offshore en el Mar Argentino que no encontró indicios de hidrocarburos, evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio, pero fuentes del mercado indicaron que ya existe un proceso formal a cargo de un banco internacional para sondear el apetito de potenciales compradores, por lo que en los próximos meses podría haber novedades. YPF cuenta con un derecho de preferencia o first refusal —ROFR, por sus siglas en inglés— en caso de Equinor decida desprenderse de su participación, por lo que, a priori, estaría en una posición ventajosa para encarar esa negociación.
La vocación de petroleras locales por ampliar su presencia en Vaca Muerta contrasta con cierta pasividad de petroleras internacionales.
Reestructuración
Otra compañía que está reformulando su portafolio de activos en Vaca Muerta es Pluspetrol, que está evaluando iniciar un proceso de desinversión en áreas secundarias en el play no convencional. Tras adquirir seis bloques de ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA), la petrolera está terminando de definir su plan de inversiones que no sólo contemplará el desarrollo de La Calera y Bajo del Choique, sus dos áreas insignia, sino también la explotación de alguno de los campos que eran operados por la compañía norteamericana como Los Toldos I Sur, Loma del Molle y Pampa de las Yeguas, entre otros. La estrategia de Pluspetrol prevé, al mismo tiempo, traspasar campos de menor calibre, algunos ubicados en la ventana de petróleo de Vaca Muerta como Loma Jarillosa Este o Puesto Silva Oeste y otros en la de gas natural como Las Tacanas, Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza. Fuentes privadas al tanto de la operación aclararon a este medio que los tiempos de la iniciativa aún no están definidos.
“Es probable en la primera mitad de 2025 haya una reestructuración de los activos de varias empresas, porque los proyectos de infraestructura, como el lanzamiento de la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), que demandará una inversión de más de US$ 2500 millones, requiere, en primer lugar, que las operadoras que financiará el proyecto se aseguren el acreaje necesario en la ventana no convencional de petróleo para asegurar la producción futuro de crudo”, concluyó un asesor financiero que sigue de cerca los movimientos interno dentro de Vaca Muerta. Algunas compañías parecen prepararse para ese escenario.
Vista, por ejemplo, convocó la semana pasada a una asamblea general de accionistas para el 3 de marzo en México con el objeto de aprobar en su Directorio la emisión de paquete de acciones Serie A para que «la sociedad pueda llevar a cabo, directa o indirectamente, una o más adquisiciones de derechos de exploración y/o explotación, participaciones en concesiones, licencias y acuerdos para el desarrollo de reservas de hidrocarburos no convencionales ubicados en donde la sociedad lleva adelante sus operaciones», es decir, en Vaca Muerta, según se desprende del comunicado enviado por la empresa fundada y presidida por Miguel Galuccio a laBolsa Mexicana de Valores.
YPF Luz, la compañía de generación eléctrica controlada por el Estado, acaba de recibir componentes para el proyecto eólico CASA que construye en la provincia de Buenos Aires. Con una inversión de 80 millones de dólares, el proyecto sumará 63 MW de potencia al portfolio de la compañía.
La compañía generadora de YPF informó la llegada al Puerto de Bahía Blanca de las 27 palas que llevarán los aerogeneradores a ser instalados en la ciudad de Olavarría, a 10 km de la ciudad, dentro del predio de Cementos Avellaneda y sobre una superficie de 450 hectáreas. También se avanza en la fabricación local de las torres, que estarán listas para llevar al sitio en mayo de este año, cumpliendo con el cronograma establecido.
El proyecto utilizará 9 aerogeneradores Nordex Delta 4000 de 7 MW de potencia cada uno, distribuidos en dos instalaciones diferenciadas, destinando 4 aerogeneradores con un total de 28 MW de capacidad instalada al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda y los 35 MW restantes a ser comercializados por YPF Luz en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
YPF Luz proyecta que el parque eólico CASA tendrá un factor de capacidad de 47%, un porcentaje elevado para un proyecto eólico. Se estima una producción de energía anual de 260.487 MWh. Los aerogeneradores elegidos superan en potencia a los equipos del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz, y que hasta ahora son los más grandes del país.
La provincia de Neuquén registró en diciembre un nuevo record de producción de 467.467 barriles de crudo diarios de la mano de Vaca Muerta, un 22,5% más que en el mismo período del año anterior. La formación no convencional se supera día tras día con más inversiones y más actividad. Sin embargo, hay una contracara que por ahora permanece relativamente oculta y tiene que ver con el fuerte crecimiento de los costos en dólares que enfrenta la actividad. Si bien todavía no afecta la sustentabilidad del negocio, ese incremento genera preocupación entre las operadoras.
De la mano de la apreciación del peso, el costo de la mano de obra subió cerca de 45% en dólares durante 2024, según detallaron a EconoJournal fuentes de una compañía líder del sector. Lo mismo ocurre con algunos insumos clave lo que impulso a una de las petroleras líderes a pedirle un descuento del 10% en las tarifas al primer anillo de sus proveedores de servicio de Vaca Muerta.
Ese incremento es consecuencia directa del plan económico llevado adelante por el gobierno de Javier Milei, el cual decidió pisar el dólar como parte de su programa antiinflacionario, lo que generó que ajuste sustancialmente menos que el conjunto de los precios de la economía. De hecho, la inflación en 2024 trepó 117,8%, mientras que el dólar oficial subió apenas un 25% y el dólar blue un 19%.
A raíz de esa política cambiaria, los dólares que les ingresan a las petroleras fueron perdiendo poder de compra. Eso es porque, por ejemplo, si bien los salarios perdieron contra la inflación al mismo tiempo le ganaron al dólar encareciéndose en moneda dura.
Qué dicen los proveedores
La intención de las petroleras es reducir costos renegociando algunas tarifas con los proveedores, pero del otro lado del mostrador las empresas también enfrentan una realidad con claroscuros.
La estabilización de las principales variables económicas les permitió mejorar su planificación de costos y precios, lo que se traduce en una mayor eficiencia al momento de presupuestar servicios a mediano y largo plazo. A su vez, la eliminación del Impuesto PAÍS también permitió aliviar la carga financiera de las empresas y mejorar sus márgenes de rentabilidad.
Los salarios perdieron contra la inflación al mismo tiempo le ganaron al dólar encareciéndose en moneda dura.
La mayor certidumbre macroeconómica ha facilitado también el acceso al crédito, generando un entorno más favorable para la inversión productiva. Sin embargo, a pesar de contar con una tasa de referencia del 32% anual y un esquema de devaluación controlada del 1% mensual (crawling peg), el costo del financiamiento en el mercado local, medido en dólares, continúa siendo elevado para inversiones en bienes de capital.
Por otra parte, todavía hay cuestiones clave que siguen pendientes de resolución. Por ejemplo, continúa vigente la restricción que impide el pago de deudas comerciales por importaciones realizadas antes de diciembre de 2023. Esta medida ha generado un significativo stock de deuda que ha obligado a numerosas empresas a recurrir a los mercados financieros alternativos para poder cancelar sus compromisos, enfrentando pérdidas que oscilan entre el 15% y el 100% en dólares, dependiendo del momento en que accedieron al dólar financiero. Las empresas que cuentan con la estructura y respaldo internacional han optado por financiarse a través de sus casas matrices, pero esa alternativa no ha estado exenta de costos, ya que debieron asumir tasas de interés en dólares que impactan directamente en su rentabilidad y competitividad.
A su vez, las empresas en Argentina solo pueden realizar pagos por adelantado de importaciones de bienes de capital hasta un 20% del valor total y aquellas firmas que no cuentan con financiamiento externo deben recurrir a los dólares financieros que resultan más caros en comparación con el tipo de cambio oficial, incrementando sus costos y afectando su competitividad.
Las empresas no pueden aplicar en Aduana los certificados de exclusión de retenciones y percepciones de IVA. Por lo tanto, sufren una doble carga impositiva: por un lado, se les retiene el IVA al momento de cobrar la venta de sus bienes o servicios, y por otro, deben afrontar el pago del 21% de IVA junto con un 20% adicional cuando realizan importaciones de bienes. Para aquellas compañías que se encuentran en proceso de inversión y acumulan un importante saldo de crédito fiscal de IVA, la normativa vigente les permite solicitar un certificado de exclusión de retenciones, pero fuentes de las compañías resaltaron que, aunque dicho certificado sea aprobado, no es oponible en Aduana hasta junio de 2025. La falta de liquidez derivada de esta restricción limita la capacidad de inversión y crecimiento.
Por último, desde una empresa proveedora de servicios dijeron que, si bien es cierto que el costo laboral ha venido subiendo en dólares, el porcentaje varía de modo significativo si se toma un promedio anual o se compara mes contra mes. “Al calcular un promedio anual, las fluctuaciones mensuales, como variaciones estacionales, ajustes salariales puntuales o fluctuaciones cambiarias, tienden a suavizarse. Esto significa que los incrementos aparecen más amortiguados, ofreciendo una visión más estable y de largo plazo de los costos laborales”, remarcaron a EconoJournal.
Gulf, la compañía dedicada a los combustibles y lubricantes, incorporó cargadores eléctricos para autos en la estación de servicio de Jesús María, en Córdoba. “Este nuevo servicio es un hito en la red ya que es la primera estación embanderada de la marca que posee estos equipos de carga para vehículos eléctricos”, destacaron desde la compañía.
Federico Garzino, gerente Comercial de Delta Patagonia- licenciataria oficial de las Estaciones de Servicio Gulf en Argentina-, destaco que “es indispensable incorporar servicios que sean de utilidad para quienes visitan nuestras estaciones. No sólo para aggiornarse e innovar en cuanto a tecnología, sino para continuar expandiendo nuestra propuesta al consumidor final«, en el marco del lanzamiento de estos nuevos cargadores en presencia de la comunidad local.
Los nuevos cargadores
Este modelo de cargadores para vehículos eléctricos, de desarrollo 100% argentino y producido por una firma cordobesa, cuenta con una interfaz sencilla, con indicación luminosa que aporta al usuario datos de potencia y que, además, cuenta con la identificación del tiempo y el estado real en el que se encuentra la carga, según informaron.
En cuestiones más técnicas, se trata de una construcción robusta y tienen una interfaz conforme a la norma IEC 61851-1, que confiere seguridad en la carga.
“De la mano de esta iniciativa, la red de estaciones Gulf continúa trabajando para brindar un servicio de calidad y a la vanguardia con las últimas tendencias del mercado, y, a su vez, abastecer a clientes que demandan cada vez más propuestas innovadoras, sustentables y acordes a sus necesidades”, concluyeron desde la empresa.
La Secretaría de Energía derogó este viernes la resolución 70/2015 que fijaba precios máximos de referencia de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para productores, fraccionadores y distribuidores. El objetivo, según se remarcó, es “tener un sistema más competitivo, en el que se reflejen los costos reales de producción y distribución de este combustible”. El Programa Hogar continúa, pero con un subsidio fuertemente licuado en términos reales ya que el gobierno actual nunca lo actualizó.
La administración comandada por Javier Milei ya había iniciado la desregulación de este mercado en agosto del año pasado cuando, a través de la resolución 216/2024, estableció que los “precios máximos” que debían cumplir fraccionadores, distribuidores y garrafas pasarían a ser solo “precios de referencia”.
Esos “precios de referencia”, simplemente orientativos, continuarán para las garrafas de 10, 12 y 15 kilos, pero ya no habrá precios máximos para productores de propano y butano, los cuales estaban contemplados en el Anexo I de la resolución 70/2015 y eran actualizados de modo periódico. Lo único que se aclara ahora en la resolución 15/2025 publicada este viernes en el Boletín Oficial, es que “el precio de venta del butano, propano y/o mezcla con destino a garrafas de 10, 12 y 15 kilogramos, no deberá superar el precio de paridad de exportación”.
El precio de la garrafa que consumen quienes no tienen acceso a la red de gas natural cotizará a la paridad de exportación.
A partir de la eliminación de los precios máximos en todos los eslabones de la cadena, se busca efectivamente alinear los precios con el export parity (precios internacionales) en toda la cadena del GLP; liberar las bocas de carga para que los fraccionadores puedan elegir dónde retirar el producto; y quitar los aportes obligatorios y cupos, dando mayor flexibilidad en la asignación de recursos. Con la última actualización que había aprobado el gobierno en diciembre, el precio de la garrafa reflejaba el 90% de la paridad de exportación y ahora se equiparará. Por lo tanto, volverá a subir.
“Esta medida abre una nueva era en el mercado del GLP, con reglas claras y libertad para competir. A partir de ahora se reflejarán los costos competitivos en todas las etapas del proceso; habrá precios determinados por la oferta y la demanda; se fomentará la competencia, incentivando a los actores del mercado a mejorar continuamente; y se eliminarán barreras artificiales para así facilitar el acceso a este combustible en todas las regiones del país”, aseguró la Secretaría de Energía a través de un comunicado.
Qué pasará con el Programa Hogar
Si bien ya no rigen precios máximos en ningún eslabón de la cadena, el gobierno aclaró que “los productores mantendrán su compromiso con el abastecimiento del Programa Hogar”. Esta iniciativa de la Secretaría de Energía brinda un subsidio en el consumo de GLP para los hogares más vulnerables, que no cuentan con red de gas natural. Sin embargo, el presidente Javier Milei mantuvo congelado ese subsidio desde que asumió el gobierno en diciembre de 2023, pese a que la inflación de 2024 acumuló un 117,8%.
Debido a esa decisión oficial, el subsidio se licuó de manera acelerada en términos reales. Según informó EconoJournal el mes pasado, en poco más de un año pasó de representar un 80% del precio de la garrafa a apenas un 15%. Además, numerosos beneficiarios denunciaron que durante el invierno el gobierno no pagó el subsidio o lo pagó tarde.
Clear Petroleum, la empresa que brinda servicios a la industria petrolera en la Cuenca del Golfo San Jorge, dio a conocer su nuevo servicio de wireline para pozos entubados (Cased Hole) y abiertos(Open Hole) en la provincia de Santa Cruz. «Este avance no solo amplía la capacidad operativa de la compañía, sino que impulsa su crecimiento y genera nuevas oportunidades que fortalecen las comunidades donde opera», destacaron desde la empresa.
Carolina Puentes, ingeniera electromecánica y líder de Explosivos y Materiales Radioactivos en Clear, se unió recientemente a la compañía para liderar este proyecto. “Estos procedimientos permiten recolectar datos esenciales y proporcionar suministros en el pozo, dependiendo de su configuración. La principal diferencia entre un pozo abierto y uno entubado es que el primero no tiene revestimiento ni tubulares, mientras que el segundo está completamente entubado desde el yacimiento hasta la superficie», explicó Puentes.
A su vez, detalló que el registro de pozos abiertos se realiza durante la perforación y proporciona una imagen en tiempo real del subsuelo. El registro de pozos entubados se lleva a cabo en momentos específicos, ofreciendo una imagen instantánea de las condiciones del pozo.
Nuevo servicio
El método de wireline, clave para estos servicios, utiliza un cable para descender herramientas al interior del pozo. Esto permite recolectar datos cruciales que optimizan las operaciones y mejoran la toma de decisiones en tiempo real.
Entre los beneficios prácticos del servicio se encuentran:
• Incremento de la productividad: optimización de la extracción de petróleo, gas y agua. • Identificación temprana de fallas: mejora de la eficiencia y reducción de riesgos. • Datos precisos y actualizados: mayor visibilidad y previsibilidad del estado del pozo.
Desde Clear informaron que «el servicio está respaldado por un equipo de profesionales altamente capacitados, cuyo conocimiento y experiencia garantizan un servicio de excelencia».
“En Clear, priorizamos la integridad de nuestro equipo. Si detectamos algún incumplimiento, aplicamos nuestra política de detener el trabajo inmediatamente, reforzando nuestra cultura de seguridad de manera constante”, afirmó Carolina Puentes.
Los servicios de wireline ya operan en distintas zonas de Santa Cruz, como Cañadón León, Los Perales, Las Heras y Cañadón La Escondida, con planes de expansión hacia nuevas áreas.
Por su parte, Jorge Liepold, representante técnico del área, destaca: “esta nueva línea de servicio representa un gran desafío y, al mismo tiempo, una oportunidad para diversificar nuestras capacidades dentro de la industria petrolera. Esto no solo impulsa el crecimiento de Clear, sino que también genera nuevos empleos, reafirmando nuestro compromiso con la región y sus comunidades”.
Este nuevo servicio se suma a toda la experiencia que ya posee Clear Petroleum en Wireline y Slikeline con sus actuales servicios en la Cuenca del Golfo, liderados por Néstor González con más de 25 años de trayectoria en la especialidad. «Con esta innovación, la empresa consolida su posición como un actor clave en la industria petrolera, comprometido con la excelencia, la seguridad y el desarrollo sostenible», concluyeron desde la firma.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicó su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe correspondiente al mes de noviembre del año 2024. Del informe se desprende que la inflación energética mensual disminuyó, pasando del 0.05% en octubre a 0.03% en noviembre 2024.
“Este descenso se atribuye principalmente a la caída del 2.3% en los precios del petróleo en los mercados internacionales en comparación con octubre de 2024, lo que provocó una reducción de los costos de importación, considerando que la mayoría de los países de la región son importadores netos de energía”, destacaron desde la Organización.
Inflación
En noviembre de 2024, la inflación energética anual en América Latina y el Caribe, en comparación con noviembre de 2023, fue de 0.54%. Esta cifra es sustantivamente menor que la inflación total (precios de la economía en su conjunto), que alcanzó el 3.89 por ciento.
“Es importante destacar que, desde octubre de 2022, los precios del sector energético en la región han mantenido sistemáticamente en un nivel inferior al de los precios de la economía regional”, remarcaron desde OLADE.
En noviembre 2024, la inflación de la energía en los países miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) aumentó por segundo mes consecutivo, alcanzado incluso un valor positivo de 1.18% que supera, después de 19 meses, el índice anual de precios de nuestra región, con incrementos en 26 países de la OCDE.
MSU Green Energy, la unidad de negocios de energías renovables del Grupo MSU, puso en marcha el parque solar La Corzuela en la localidad de Pinedo en Chaco. Con este proyecto, la compañía amplio la generación de energía renovable en el sistema eléctrico nacional puesto que este parque es el primer proyecto del programa RenMDI en entrar en operación en la Argentina.
‘El programa, establecido con el objetivo de diversificar la matriz energética nacional de acuerdo con los lineamientos de la Ley 27.191 de Fomento de Fuentes Renovables, marca un paso importante en la transición energética del país», remarcaron desde la empresa.
El parque solar
El Parque Solar La Corzuela I tiene una capacidad instalada de 15 MW. La energía generada abastecerá a más de 12.000 hogares. «Esto brindará a las familias argentinas una alternativa más ecológica y sustentable para el consumo eléctrico ya que reducirá significativamente la necesidad de motores de generación en la región».
“Hoy celebramos un paso trascendental en nuestra misión de contribuir al desarrollo de un modelo energético más sostenible para Argentina. La puesta en marcha de La Corzuela no solo marca el primer proyecto RenMDI que entra en operación en el pais, sino que también demuestra nuestro compromiso con la energía limpia y la sustentabilidad. Este parque solar es un claro ejemplo de cómo las energías renovables pueden transformar tanto las comunidades locales como el panorama energético de todo un país.”, señala Manuel Santos Uribelarrea, Fundador y CEO de MSU.
Desde la compañía remarcaron que «la entrada en operación de La Corzuela no solo es un avance para el sector de las energías renovables en la Argentina, sino que también refuerza el compromiso de MSU Green Energy con la sostenibilidad y la transición energética».
YPF junto a la consultora Paradigma presentó una iniciativa para hallar soluciones de seguridad vial. Este desafío está dirigido tanto a individuos como a startups tecnológicas, empresas y centros tecnológicos.
La petrolera bajo control estatal cuenta con una organización logística para la distribución de los productos a sus 1.600 estaciones de servicio, y otros puntos de venta en todo el país. Para un lograr un transporte seguro, su flota de camiones dispone de un sistema inteligente de cámaras, alarmas sonoras y análisis de la conducción y un programa de entrenamiento de conductores. Por lo cual, el objetivo de esta nueva propuesta es encontrar soluciones e ideas para continuar mejorando la seguridad vial.
La iniciativa
La participación en el desafío está abierta tanto a individuos como startups tecnológicas, pero también a empresas y centros tecnológicos con soluciones para la movilidad, visión artificial, inteligencia artificial, entre otros, que quieran proponer soluciones, según detallaron.
El desafío ofrece premios para las tres mejores ideas o soluciones y la oportunidad de co-crear con la petrolera. Aquellos interesados en participar deben registrarse en la web de ennomotive, y enviar la propuesta antes del 10 de febrero de 2025.
Un megaproyecto para desarrollar la inteligencia artificial general pone en primera escena la voraz demanda de energía que desatará la industria tecnológica en los Estados Unidos en los próximos años. El presidente Donald Trump anunció una inversión privada de US$ 500.000 millones a través de Stargate, empresa que proyecta construir cinco centros de entrenamiento de inteligencia artificial, con una demanda proyectada de 5 GW de potencia eléctrica por cada centro.
La iniciativa marida con la emergencia energéticanacional declarada por el presidente de los EE.UU. que busca acelerar todos los proyectos de infraestructura energética para suplir una nueva demanda industrial que llegaría a representar más del 10% del consumo eléctrico estadounidense.
Trump recibió el martes en la Casa Blanca al CEO de OpenAI, Sam Altman, para acompañar los anuncios relativos a Stargate, una nueva empresa conjunta entre OpenAI, Oracle, SoftBank y el fondo MGX de Emiratos Árabes Unidos. SoftBank tiene la responsabilidad financiera y OpenAI la responsabilidad operativa. El proyecto Stargate pretende invertir 500.000 millones de dólares durante los próximos cuatro años en la construcción de nueva infraestructura de IA para OpenAI en los Estados Unidos.
Altman explicó que el objetivo del proyecto es alcanzar la inteligencia artificial general, una instancia superior de la IA que implica el despliegue de agentes de IA capaces de realizar tareas definidas de forma autónoma. «Ahora estamos seguros de que sabemos cómo construir la IA general tal como la hemos entendido tradicionalmente. Creemos que, en 2025, podremos ver a los primeros agentes de IA ‘unirse a la fuerza laboral’ y cambiar materialmente la producción de las empresas«, dijo el CEO de OpenAI.
La empresa desarrolladora de ChatGPT anunció que ya están garantizados fondos por US$ 100.000 millones para construir un primer centro de datos en Texas sobre cinco posibles en EE.UU. «Lo que queremos hacer es mantenerlo en este país», dijo Trump en referencia a la industria de la IA. «China es un competidor, otros son competidores. Queremos estar en este país y lo estamos poniendo a disposición. Voy a ayudar mucho mediante declaraciones de emergencia, porque tenemos una emergencia, tenemos que construir estas cosas. Así que tienen que producir mucha electricidad. Y haremos posible que puedan realizar esta producción fácilmente, en sus propias plantas si lo desean», explicó.
Trump con Sam Altman en la Casa Blanca.
Demanda eléctrica
Las cifras de inversión estimadas colocan al proyecto Stargate a la delantera en lo que respecta a proyectos de datacenters para inteligencia artificial, una industria que disparará la demanda venidera de energía, con proyecciones que indican que podría representar al menos 10% del consumo estadounidense de electricidad para el 2030.
Los detalles técnicos sobre la estructuración de estos mega centros de entrenamiento de inteligencia artificial son escasos, pero un reporte publicado por el sitio especializado en tecnología The Information indica que cada centro de Stargate demandará una potencia eléctrica de 5000 MW. La demanda final sería de 25 GW al 2028 si se avanzara con los cinco centros.
La nueva apuesta de OpenAI se suma a otras iniciativas de IA que elevarán significativamente la demanda de energía eléctrica. Un reporte de la consultora McKinsey indica que la demanda de energía de los centros de datos en los EE.UU. se multiplicará por cuatro, pasando de 147 TWh en 2023 a 606 TWh en 2030. Los datacenters pasarían de representar un 3,7% de la demanda eléctrica total en 2023 a un 11,7% en 2030.
«Emergencia energética nacional«
La disponibilidad de energía es precisamente la gran limitante para el rápido despliegue de los proyectos de IA. Trump dejó esto en claro en la orden ejecutiva que firmó el lunes declarando una “emergencia energética nacional” que persigue el objetivo de incrementar la producción de energía y acelerar la construcción de la infraestructura necesaria para su transporte.
“Las políticas de la administración anterior han llevado a nuestra nación a una emergencia nacional, donde un suministro de energía precariamente inadecuado e intermitente, y una red cada vez más poco confiable, requieren una acción rápida y decisiva”, dice el texto.
La orden ejecutiva exige que las agencias federales faciliten las aprobaciones para la construcción de proyectos de energíainterestatales en áreas del país que no han tenido desarrollo de nuevas infraestructuras energéticas. También exige que se agilice la revisión judicial de los análisis de los proyectos federales realizados en el marco la Ley Nacional de Política Ambiental. Esto último se relaciona con las conversaciones que existen en el Congreso para modificar dicha ley en pos de acelerar los tiempos de ejecución y aprobación de los estudios de impacto ambiental en los proyectos importantes.
El principal objetivo es facilitar la construcción de líneas eléctricas, gasoductos y oleoductos interestatales. La producción de hidrocarburos es récord en EE.UU., pero los proyectos de oleoductos y gasoductos no están yendo a la velocidad necesaria como para abastecer el crecimiento de la demanda eléctrica.
Esta realidad es particularmente crítica en los Estados del noreste lindantes con Marcellus, la principal formación de shale gas del país. La producción de gas en Marcellus se estancó los últimos cuatro años debido a los bloqueos políticos y legales a la construcción de nuevos gasoductos en los Estados que conforman la región de Appalachia en el noreste. Trump justamente ganó en Pennsylvania, segundo estado productor de gas, con la promesa de liberar la producción de energía.
Mark Zuckerberg dice que la barrera al avance de la IA son las regulaciones para construir infraestructura eléctrica. Meta no es la única tech preocupada por la energía: contamos que Amazon compró una nave para datacenters añexa a una central nuclear. https://t.co/ZHc0irXtLepic.twitter.com/6g9Lc5O5Zr
La situación en torno a la generación y la transmisión eléctricas es particularmente crítica. Algunas áreas o regiones de transmisión del país tienen un déficit de generación. A su vez, hay grandes obstáculos legales y políticos para construir líneas de transmisión.
La Corporación de Confiabilidad Eléctrica de Norteamérica (NERC por sus siglas en inglés), el organismo que supervisa y opina sobre la confiabilidad y adecuación de las redes eléctricas de EE.UU., viene advirtiendo sobre dos problemáticas: la confiabilidad de los sistemas durante períodos de calor y frío extremos y la jubilación de cientos de gigavatios instalados a gas y carbón en los próximos años.
En un reporte publicado en diciembre, NERC señaló que la mayoría de las redes eléctricas del país se enfrentan a “desafíos crecientes de suficiencia de recursos durante los próximos 10 años”. «Las tendencias apuntan a desafíos críticos en materia de confiabilidad que enfrenta la industria: satisfacer el creciente crecimiento energético, gestionar los retiros de generadores y acelerar el desarrollo de recursos y transmisión», señala el informe.
Datos de la industria indican que está confirmado el retiro de casi 80.000 MW de centrales eléctricas, en su mayoría de gas y carbón, en la próxima década. Las generadoras también anunciaron planes para el retiro de otros 115.000 MW. Pero la mayoría de los nuevos proyectos de generación propuestos como reemplazo son de energía solar o combinaciones de solar y baterías, según datos de la Administración de Información Energética (EIA).
El reemplazo de fuentes consideradas en la industria como generación «de base» por fuentes de generación variable constituye un punto de coincidente preocupación para el gobierno, las empresas de tecnología y múltiples actores en la industria eléctrica. El ex gobernador de Dakota del Norte y candidato nominado por Trump a secretario de Interior, Doug Burgum, describió durante su audiencia de confirmación en el Senado que la crisis de la red eléctrica es de una escasez de «energía de base”.
Las tecnológicas como Microsoft, Amazon, Meta y Google han puesto sus ojos en la energía nuclear como opción de mediano o largo plazo para suplir sus necesidades con fuentes sin emisiones. Pero en el plazo inmediato esos proyectos deberán ser cubiertos con generación a gas natural.
El ingeniero industrial Andrea Previtali asumirá el 1° de abril como presidente de Tenaris Cono Sur, buque insignia del grupo Techint en la fabricación de tubos sin costura para el negocio de Oil & Gas, en reemplazo de Javier Martínez Álvarez, según informaron fuentes de la empresa.
Previtali, quien cuenta con una trayectoria de 25 años en la empresa, se venía desempeñando como CEO de Tenaris Shawcor. De origen italiano, se recibió de ingeniero industrial en la Universidad de Bergamo y tiene un master en negocios en la IAE Business School de la Universidad Austral. También realizó un curso de estrategia orientado a ejecutivos en la Universidad de Stanford.
Andrea Previtali asumirá su nuevo cargo el 1° de abril.
Como parte del Grupo Techint, Previtali fue presidente de la Junta Directiva y CEO de Tenaris SPIJ y Tenaris HYIN Batam en Jakarta, Indonesia, entre 2014 y 2019, y responsable de proyectos en Rusia entre 2021 y 2023 como parte de la sociedad que Techint mantiene en ese país con Severstal.
El nombramiento de Previtali tiene como objetivo consolidar el liderazgo y fortalecimiento de la empresa en la región.
Martínez Álvarez, quien ingresó en el Grupo Techint en 1990 como joven profesional, y se venía desempeñando como CEO de Techint Cono Sur desde 2010, permanecerá en la compañía para acompañar el período de transición en los primeros meses de gestión de su sucesora.
Oportunidades
Martínez Álvarez participó de la última edición del Midtstream & Gas Day organizado por EconoJournal y allí se refirió al rol de Tenaris para desarrollar proyectos de infraestructura y así solucionar uno de los cuellos de botella que aqueja a la industria y acompañar el crecimiento de Vaca Muerta.
El directivo había precisado que la compañía está en condiciones de encarar distintas obras gracias a la ampliación de su planta y a las condiciones actuales de la economía, que les permiten importar acero con mayor facilidad.
También, había afirmado que «la Argentina tiene una ventana de desarrollo para el petróleo que debe aprovechar rápido porque posee un recurso extraordinario”.
A su vez, había destacado que la segunda ventana será la del gas «más acotada y con un mercado más complejo”. Mientras que la tercera ola llegaría con las energías renovables.
En línea con estos objetivos, Martínez Alvaréz advirtió entonces que la integración regional será clave: «Necesitamos integrarnos, como ocurrió con el acuerdo del gobierno con Brasil por el gas de Vaca Muerta, para dar previsibilidad a inversiones que son muy significativas. Estamos en una parte del mundo donde no hay conflictos bélicos. Todo lo que promueva la integración política, energética y económica le da estabilidad a la región”, había indicado.
«Se está haciendo mucho, pero tenemos que ver todo lo demás que se podría hacer. Hay una oportunidad extraordinaria con el gas natural. La pausa que definen las autoridades de la administración americana en la aprobación de nuevos proyectos de LNG tal vez sea una oportunidad porque esto genera incertidumbre a los compradores. Y de vuelta, episodios que han ocurrido en el pasado reciente, como la guerra en Medio Oriente y ‘la guerra de Putin’, abren ventanas de oportunidad para la Argentina», concluyó.
EcoGas Inversiones, el holding controlante de Distribuidora de Gas del Centro y de Distribuidora Gas Cuyana, oficializó su debut en el mercado de capitales con el tradicional toque de campana en un evento organizado por Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), bajo el ticker ECOG.
Su CEO y responsable de Relaciones con el Mercado, Natalia Rivero, encabezó el acto junto a autoridades de BYMA.
Antecedentes
Distribuidora Gas del Centro comenzó a cotizar en el mercado de capitales en marzo de 2024. A su vez, Distribuidora Gas Cuyana cumplió 25 años de cotización ininterrumpida de sus acciones.
“A partir de los destacados resultados del reciente canje voluntario de acciones, EcoGas Inversiones consolidó su posición como holding de Distribuidora de Gas Cuyana (DGCU) y de Distribuidora de Gas del Centro (DGCE) al detentar el 93,1% del capital social de DGCU y el 81,64% de DGCE. Este proceso, supervisado por la Comisión Nacional de Valores (CNV), reflejó la confianza de los accionistas en la gestión y las perspectivas de la empresa de cara al futuro”, destacaron desde la compañía.
Mercado de capitales
Rivero destacó: «Este hito es muy importante en la historia de EcoGas Inversiones. El toque de campana simboliza el comienzo de un nuevo capítulo, un momento que marca nuestro crecimiento de cara a un futuro de oportunidades y desafíos. Estamos preparados para construir con trabajo, integridad y compromiso”.
A su vez, Gonzalo Pascual Merlo, CEO de BYMA, subrayó: «Promover el acceso al financiamiento para el sector corporativo es esencial para generar empleo y desarrollo económico en Argentina. Estamos enfocados en conectar a más empresas con las oportunidades que ofrece el mercado de capitales”.
Oiltanking Ebytem, la compañía operadora de la terminal de exportación de Puerto Rosales, en Bahía Blanca, recibió una mejora en su calificación crediticia por parte de Moody’s Local Argentina, elevándola a AA.ar con perspectiva estable. “Esta actualización refleja la sólida posición financiera de la compañía y su ambicioso plan de expansión, que incluye una inversión de 580 millones de dólares en infraestructura”, remarcaron desde la firma.
Según la agencia de calificación financiera, Oiltanking Ebytem “está respaldada por su sólida y estable generación de fondos, un adecuado perfil de liquidez, los vínculos estratégicos con sus accionistas y la fuerte posición competitiva de sus operaciones en el Puerto Rosales, por donde circula más del 60% del petróleo crudo producido en el país”.
A pesar de los desafíos enfrentados en 2024, Moody’s anticipa una recuperación robusta, con una mejora en los márgenes de beneficio y una reducción del endeudamiento para 2026.
Emisión de Obligaciones Negociables
La compañía realizó una colocación de Obligaciones Negociables (Serie IV) por 63 millones de dólares, con plazos de 36 y 60 meses según la clase de emisión. Los fondos obtenidos financiarán parte de su proyecto de expansión en curso, que incluye la construcción de seis nuevos tanques para ampliar la capacidad de almacenamiento en 300.000 m³ y la construcción de un nuevo muelle de dos posiciones, según precisaron.
“El proyecto de expansión de Oiltanking Ebytem representa un hito significativo en el desarrollo de la Terminal de Almacenamiento de Puerto Rosales, consolidándola como un punto de salida clave del petróleo argentino, especialmente el proveniente de «Vaca Muerta», hacia los mercados internacionales”, concluyeron desde la compañía.
La provincia de Neuquén se prepara para un nuevo año en el que Vaca Muerta seguirá teniendo una centralidad a nivel nacional y empujando inversiones millonarias. Tras cerrar diciembre con una producción de 467.461 barriles diarios de petróleo -que representan un crecimiento del 22,56% con respecto a 2023- el gobierno neuquino afirma que seguirá impulsando una agenda de trabajo con las operadoras con la mirada puesta en la sustentabilidad social y en el crecimiento de la actividad.
En conversación con EconoJournal, el ministro de Energía, Gustavo Medele, aseguró que este año el desafío de su gestión se centrará en tres ejes: acelerar los pedidos para adjudicar nuevas Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en Vaca Muerta, impulsar inversiones en ductos para sectorizar algunas concesiones en superficies más pequeñas y realizar acuerdos para el tratamiento de pasivos ambientales.
“En los próximos tres años tenemos que resolver los pedidos de CENCH porque es el plazo que tienen las operadoras para reconvertir”, aseguró el ministro en relación a la nueva redacción del artículo 27 bis de la Ley 17.319 que establece como límite hasta el 31 de diciembre de 2028. “EN 2024 no otorgamos nada porque necesitábamos ver las conversiones que plantea cada operadora y llegar a un consenso tipo receta para que estemos todos de acuerdo. De esta forma, las CENCH saldrán con más facilidad. Este es un trabajo que no se ve, pero se ha hecho muchísimo con la idea de contar con estos acuerdos para ser consistentes con todos los pedidos. Es algo que nos da más credibilidad y seguridad jurídica”, afirmó.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, aseguró que la provincia debe prepararse para el crecimiento de la actividad hidrocarburífera.
Medele se refirió también a las negociaciones con las empresas que operan en Vaca Muerta para que financien obras claves de infraestructura para las zonas aledañas a los yacimientos, un instrumento que logró aplicar con YPF para la pavimentación de 100 kilómetros de la Ruta 7 en el sector de Las Cortaderas. En este contexto, aseguró que el plan es continuar con este metodología con el resto de las compañías que soliciten reconvertir sus áreas.
Norte neuquino
El gobierno neuquino pondrá la mirada en el desarrollo del norte neuquino en cercanías a Rincón de los Sauces donde se encuentran yacimientos como El Trapial, que YPF comparte con Chevron, o Los Toldos II Este de Tecpetrol. Aquí el principal desafío será el de proveer a la industria de toda la infraestructura necesaria que acompañe el crecimiento proyectado en esa zona. Para esto, la gestión de Figueroa recurrirá a acuerdos con las mismas compañías para solventar el trazado de nuevas rutas y caminos, redes de agua y además, resolver la forma de generar soluciones habitacionales para todos los trabajadores que demande la zona. La principal diferencia de esta zona con la de Loma Campana, el desarrollo emblema de Vaca Muerta, es que ésta logró apoyarse en Neuquén capital para abastecerse de servicios y personal. Sin embargo, los más de 200 kilómetros que separan la capital neuquina de Rincón de los Sauces y la saturación de las rutas actuales obligará al norte neuquino a impulsar su propio desarrollo.
“Hay que lograr bajar los costos mejorando la infraestructura de superficie. Es parte de las negociaciones que van a volcarse en acuerdos para mejorar el desarrollo en el norte”, sostuvo Medele. “Está claro que la actividad va a crecer y acá es donde hay que fortalecerlo desde la infraestructura, la capacidad de agua, la ayuda para albergar a toda esa gente y que no haya que mandarla todos los días desde Neuquén porque está lejos y porque no es económico. Se necesita desarrollar un nuevo hub para que soporte su propia actividad y las empresas quieran irse hacia allá”, agregó. En este punto, también comentó que apuntarán a la separación in situ de los residuos petroleros, aunque respondió que aún no hay pedidos de empresas de servicios ambientales para radicarse en el norte.
Áreas más pequeñas
El segundo eje para el gobierno de Neuquén tiene que ver con lograr compromisos para la construcción de ductos y, a partir de allí, sectorizar algunas concesiones en superficies más pequeñas con el objetivo de concentrar la productividad.
“No tiene sentido que sigamos otorgando CENCHs si no hay capacidad de evacuación. Hoy sabemos que los proyectos actuales sirven de acá a tres años, pero hay que mirar más allá. Queremos lograr esos compromisos y achicar algunas concesiones para darles un tamaño de producción factible. Hay áreas muy grandes que tienen superficies de 800 o 1000 km2. Tenemos que sentarnos con algunas compañías para diseñar esas nuevas concesiones de forma que permitan la concentración de la explotación”, sostuvo el ministro.
El tercer elemento para la gestión tiene que ver con un acuerdo para el tratamiento de pasivos ambientales. En este punto, Medele aseguró que es necesario avanzar en el abandono de determinados pozos que quedaron en cercanías de zonas pobladas como Neuquén, Centenario o Plottier.
“Siempre existe la posibilidad de que un pozo siga dando producción a través de una nueva tecnología. Hay que llegar a acuerdos para definir qué se abandona y qué no y trabajar en todas aquellas zonas cercanas a Neuquén capital porque la ciudad está creciendo. En 2025 vamos a terminar de cerrar consensos concretos para esas áreas muy puntuales. Esperemos que la industria esté de acuerdo y acepte esas decisiones”, cerró Medele.
Con la llegada del verano y temperaturas que este año podrían superar los 36°C, el uso de aires acondicionados y ventiladores se intensifica, llevando al consumo energético a niveles críticos. Este incremento no solo impacta en la economía doméstica, sino que también pone en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico. Sin embargo, reducir el consumo energético no tiene que implicar renunciar al confort.
Desde BGH señalan que la tecnología y los hábitos inteligentes son aliados claves para enfrentar los desafíos de un verano extremo de manera más sustentable. La tecnología Inverter, en particular, se presenta como una solución eficiente y amigable con el medio ambiente.
Eficiencia energética
Durante años, los equipos tradicionales de aire acondicionado han dominado el mercado. Sin embargo, los sistemas Inverter están transformando la categoría al ofrecer un rendimiento más eficiente. Mientras los modelos tradicionales trabajan a máxima potencia y se detienen para mantener la temperatura, los Inverter ajustan la velocidad del compresor de manera continua, adaptándose a las necesidades específicas del ambiente.
En la Argentina, esta tecnología ha ganado terreno rápidamente: del 10% del mercado hace unos años, los equipos Inverter ahora representan cerca del 35%. Esperamos que esta cifra supere el 50% para la próxima temporada.
La solución a los desafíos energéticos pasa por aumentar la capacidad de generación, reducir el consumo y, preferentemente, encontrar un equilibrio entre ambos. Con esto en mente, compartimos consejos prácticos para optimizar el uso de los aires acondicionados y reducir el impacto en tu factura de luz sin sacrificar comodidad.
Laura Knobel, directora de la División Hogar de BGH.
Consejos prácticos
Al momento de elegir un aire acondicionado, es clave optar por equipos con tecnología Inverter, que mantienen una temperatura constante y evitar picos de consumo energético. Además, es fundamental elegir modelos con alta eficiencia energética, que cuenten con la etiqueta correspondiente, que puede variar entre las clases «A+», «A++» y «A+++». También es recomendable revisar las facturas de energía para identificar patrones de consumo y oportunidades de ahorro.
En cuanto a hábitos cotidianos, es importante apagar el aire acondicionado cuando no se necesite y cerrar puertas y ventanas mientras esté en funcionamiento, para evitar que entre aire exterior y aumente el consumo. Mantener la temperatura a 24°C también ayuda a optimizar el rendimiento del equipo, reduciendo el gasto energético innecesario.
«En BGH estamos convencidos de que la clave para un futuro más verde y equilibrado radica en la innovación constante y en el poder de las decisiones inteligentes. Con cada pequeño cambio, podemos contribuir a un verano más sustentable y a un futuro energético más eficiente para todos», remarcaron desde la compañía.
YPF firmó este martes un Memorandum de Entendimiento (MOU) con las empresas Oil and Natural Gas Corporation (OIL), Gas Authority of India Limited (GAIL) y Oil and Natural Gas Corporation Videsh Limited (OVL) de la India. El objetivo es exportar hasta 10 millones de toneladas al año.
Esta alianza además prevé la cooperación en litio y otros minerales criticos y la exploración y producción de hidrocarburos, según precisaron desde la petrolera bajo control estatal.
Con la firma del MOU finalizó la gira que inició el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, en enero por Israel, Corea y Japón con la finalidad de generar interés, impulsar el proyecto Argentina LNG y abrir esos mercados al gas producido de Vaca Muerta.
El acuerdo
La firma se llevó a cabo en la ciudad de Nueva Delhi. Estuvieron presentes el ministro de Petróleo y Gas Natural, Hardeep Sinh Puri; el secretario de Petróleo y Gas, Pankaj Jain; el director ejecutivo de desarrollo de negocios de OIL, Ranjan Goswami; el director ejecutivo de LNG de GAIL, Satyabarata Bairagi; el vicepresidente de desarrollo de negocios de OVL, Swati Sathe; y Horacio Marín.
Tras la firma del MOU, Marín expresó: «Es una enorme satisfacción poder avanzar con la India en este acuerdo para abastecerlos potencialmente de gas. Estamos convencidos de que el país tiene una oportunidad de convertirse en una exportador de energía y lograr el objetivo buscado por toda la industria de generar ingresos por 30.000 millones de dólares en los próximos 10 años«.
El ejecutivo agregó: «Quiero agradecer el compromiso y la dedicación del Embajador argentino en la India y todo su equipo que desde el primer momento se involucraron y contribuyeron a alcanzar este objetivo».
Las empresas
GAIL es una de las principales empresas de gas de la India. Opera más de 16.000 kilómetros de gasoductos y es la responsable de la gestión de los contratos de compra de GNL en el país. Por su parte, OIL es la empresa integrada de petróleo y gas de la India. Cuenta con participación del estado y más de 60 años de operaciones. produce más de tres millones de toneladas año de crudo y se ubica como la tercera productora de petróleo de la India. OVL es la segunda petrolera más grande de la India. Es una subsidiaria de la estatal Oil and Natural Gas Corporation Ltd (ONGC). Cuenta con operaciones en 17 paises y su producción representa casi el 15% del total de la India.
Argentina LNG
Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas a gran escala para su exportación a los mercados mundiales. Iniciará con dos unidades de licuefacción flotantes y luego ampliará su capacidad con la construcción de una planta modular terrestre, en dos fases, que estará ubicada en la localidad de Sierra Grande, Río Negro. Tendrá una capacidad de 10 Mtpa.
La obra contempla la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos de 580 kilómetros de extensión y la terminal de procesamiento y licuefacción.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) contrató los servicios de la consultora AC&A con el objetivo de elaborar un programa de obras de infraestructura que favorezca de manera sustancial el desarrollo del sector petrolero en Vaca Muerta. La idea de las firmas productoras nucleadas en dicha entidad es delinear un plan de acción que incluya rutas y redes de electricidad, junto con el diseño de un esquema de financiamiento.
Tras analizar alternativas, la organización que conduce Carlos Ormachea decidió contratar los servicios de AC&A, firma especializada en planeamiento económico e ingeniería con sedes en las ciudades de Buenos Aires (Argentina), Miami (Estados Unidos), Santo Domingo (República Dominicana) y Bogotá (Colombia).
Fundada y presidida por el economista Roberto Agosta, la compañía elegida se especializa en la aplicación de metodologías innovadoras para analizar la viabilidad de grandes proyectos de transporte e infraestructura ligados a sectores como el energético. A nivel local, la empresa fue seleccionada para supervisar la obra del Centro Espacial Manuel Belgrano en Bahía Blanca, inspeccionar un tramo del Paseo del Bajo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y contribuir con la refuncionalización de la ruta provincial 82 en Mendoza, entre otras labores.
Obras pendientes en Neuquén
El gobierno de la provincia de Neuquén estimó a fines del año pasado que es necesario desembolsar unos US$ 1000 millones para tres obras clave que están en carpeta. La cifra equivale al 1% de los US$ 100.000 millones que las petroleras podrían llegar a desembolsar en la formación durante los próximos 10 años y la intención de la administración provincial es que las empresas colaboren con ese aporte adicional, que se sumaría a lo que ponen habitualmente a través de las regalías.
El gobierno provincial calcula que son necesarios US$ 500 millones para obras viales en el Circuito Petroca, US$ 250 millones para el anillo eléctrico y US$ 100 millones para la Red Azul de acueductos, mientras que otros US$ 150 millones se suman por costos financieros e imprevistos, lo que arroja un total de US$ 1.000 millones.
El Puma Energy Rally Team completó la competencia más extrema del planeta en el célebre “Empty Quarter”, el desierto más inhóspito del mundo, donde concluyó el Rally Dakar 2025 en Arabia Saudita. El piloto argentino Juan Cruz Yacopini, en autos, quedó en el Top Ten; y el guatemalteco Francisco Arredondo, en motos, tuvo una muy buena performance, destacaron desde la compañía. El representante argentino, de Mendoza, compitió en la categoría Ultimate, con una Toyota Hilux Overdrive, mientras que el centroamericano, al igual que el año pasado, se desempeñó en motos, en este caso con una KTM 450 Rally de Vas Team.
La duodécima y última etapa fue reducida, pero distinta, ya que la largada se hizo de manera conjunta. El mendocino Yacopini finalmente terminó en el séptimo puesto en la clasificación general de la categoría “Ultimate” de autos. En tanto, Arredondo, en motos, se ubicó en el puesto 71° en la clasificación general.
“Ambos representantes promovieron valores fomentados constantemente por la compañía, como la calidad, la innovación y la excelencia, y situaron a este equipo como uno de los más sólidos del Rally Dakar 2025”, expresaron desde Puma Energy.
La performance
“Estoy muy contento por mi performance. Me mantuve en el Top Ten durante toda la carrera. No cometimos errores prácticamente y disfrutamos del ritmo encontrado. Ahora veremos cómo continuamos, es probable que corra el Mundial después de los muy buenos parciales obtenidos en el Dakar”, comentó Yacopini.
Por su parte, Arredondo sostuvo: “Para mí esto es una bendición. Me retiro de las motos. El año pasado sufrí un golpe y no quería despedirme de esa forma. Ya participé 16 veces en esta categoría y finalicé 10 Dakar. Todo tiene su tiempo, quizá sea hora de pasar de las dos a las cuatro ruedas. Veremos qué depara el futuro”.
Esta 47° Edición del Dakar unió a Bisha con Shubaytah, con más de 8000 kilómetros de recorrido, con exigentes paisajes y geografías. El Puma Energy Rally Team estuvo a la altura para superar, una vez más, la mayor exigencia que ofrece el mundo del Motorsport.
La cotización del Brent —el precio del barril que se extrae en el Mar del Norte y se utiliza como principal marcador del comercio exterior de crudo en Occidente— cerró el viernes en 81,06 dólares. Así, registró un aumento del 9% durante las últimas tres semanas después de cerrar diciembre en 74 dólares.
La suba del precio internacional del crudo se metió, de manera imprevista, en la agenda económica del gobierno porque presiona al alza de los combustibles justo cuando el Ministerio de Economía quiere ingresar en un régimen inflacionario de un 1-2% mensual. Cerca del ministro Luis ‘Toto’ Caputo esperarán a ver cómo evoluciona el Brent en la última semana de enero antes de conversar con YPF qué curso de acción tomar en surtidores.
Economía construyó en los últimos meses un esquema de espejo entre la inflación registrada en el mes anterior y el aumento mensual autorizado en la canasta de precios regulados de la energía (tarifas) y también en el importe de las naftas y gasoil, un negocio que, si bien regulatoriamente es libre, en los hechos es controlado por YPF con una participación de mercado cercana al 55 por ciento.
El ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo; y Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Si el Palacio de Hacienda repite ese criterio, el aumento tanto de las facturas de gas natural y electricidad como el de combustibles en febrero no debería superar la barrera del 2% mensual. El interrogante que se plantea ahora es qué hará YPF frente a la suba del Brent. Si el precio internacional se mantiene en la banda de los 80 dólares, lo lógico sería que intente trasladar a surtidores una suba mayor a la métrica del 2% fijada por Economía. “En los últimos meses, el gobierno sólo permitió el traslado del crawling peg (que hasta enero fue del 2% mensual y a partir de febrero será del 1%), algo del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) atrasado desde el gobierno de Alberto Fernández y la variación del costo de los biocombustibles. Por eso, el margen bruto de las empresas refinadoras se fue erosionando”, explicaron en una de las empresas del negocio de downstream, que paga 68 dólares por el crudo Medanito que compra a los productores no integrados de Neuquén. Con el Brent por encima de los 80 dólares, el precio de paridad de exportación (precio bruto menos retenciones del 8%) escaló hasta los 72 dólares.
Interrogante
Por eso, si YPF quisiera mejorar parcialmente su margen de refinación para poder reconocerle a los productores no integrados —Vista, Tecpetrol, Chevron, Pluspetrol, Shell, Pampa, CGC, Phoenix y Aconcagua, entre otros—, la suba de los combustibles el 1º de febrero debería ubicarse más cerca o por encima de la frontera del 5% que de la del tope del 2% que permitió Economía en el último trimestre del año pasado.
A priori, justo en el arranque del año, cuando la obsesión del gobierno es consolidar una tendencia a la baja de la inflación, no parece demasiado probable que Caputo avale la primera opción. “Con el Brent en 80 dólares, la suba en surtidores para recuperar ICL, devaluación y margen debería trepar hasta el 7%, pero sabemos que es improbable que YPF convalide esa cifra”, reconoció otro alto directivo del sector.
Si se confirma la segunda opción —y el Ejecutivo pisa el precio de los combustibles frente a la suba del precio internacional— habrá que ver qué sucede con el suministro de gasoil, porque en la antesala de la cosecha gruesa de soja, trigo y maíz la Argentina importa más de un 10% del diesel que se vende en el mercado local. Si la brecha entre el precio doméstico del gasoil y el de importación se ensancha, los refinadores tendrán menos incentivos para traer gasoil importado”, advirtió otro alto directivo del sector.
Una a favor
La principal palanca que tiene el Ejecutivo para encauzar la conversación con los productores no integrados de petróleo —en el caso de que quisiera hacerlo— es el incremento de los saldos exportables de crudo desde Vaca Muerta, que este año se consolidarán en una media de 250.000 barriles diarios (bbl/d). Con el mercado local abastecido, las petroleras están en condiciones de direccionar su producción incremental de crudo hacia el mercado de exportación y recibir precio internacional pleno (menos derechos a la exportación).
“Seguramente aumente la tensión comercial hacia dentro de la cadena entre productores y refinadores, pero mientras los saldos exportables de crudo sigan aumentando, es complejo que exista un riesgo real de falta de petróleo en el mercado local porque los productores deberían priorizar no comprometer su plataforma de exportación de crudo”, analizó un consultor de la industria.
Canadá calibra por estos días un menú de posibles contramedidas si el nuevo presidente de los Estados Unidos, Donald Trump cumple con su promesa de aplicar aranceles a las importaciones desde Canadá y México. El gobierno canadiense no descartó hasta ahora la aplicación de un embargo petrolero sobre los cuatro millones de barriles diarios que exporta a los EE.UU. No obstante, esa opción no cuenta con el respaldo de Alberta, la principal provincia productora de crudo canadiense.
Trump, que asume la presidencia este lunes 20 de enero, había dicho a finales de noviembre que planea imponer un arancel del 25% a todas las importaciones procedentes de Canadá y México. “El 20 de enero, como una de mis primeras Órdenes Ejecutivas, firmaré todos los documentos necesarios para cobrar a México y Canadá un arancel del 25% sobre TODOS los productos que ingresan a los Estados Unidos y sus ridículas Fronteras Abiertas”, disparó en sus redes sociales. El líder del Partido Republicano también amenazó con aplicar un arancel del 10%sobre todas las importaciones, más otro 10% sobre las importaciones desde China.
En respuesta a esa amenaza, el gobierno federal y las provincias en Canadá están articulando una estrategia de contramedidas en el plano comercial. «Nadie quiere que Estados Unidos imponga aranceles a nuestros productos. Pero Canadá estará listo con una respuesta nacional si la necesitamos«, dijo el primer ministro saliente de Canadá, Justin Trudeau, luego de una reunión con los primeros ministros de las provincias.
La ministra canadiense de Asuntos Exteriores, Mélanie Joly, fue la primera funcionaria en afirmar que el país podría considerar detener el flujo de hidrocarburos en represalia por los aranceles. Esa posibilidad fue reafirmada en los últimos días por la la ministra de Comercio Internacional, Mary Ng. «Todo está sobre la mesa», dijo Ng al medio CNBC. «En realidad, no creo que los estadounidenses quieran que no vendamos electricidad, petróleo y gas a Estados Unidos, porque ya sabes, estoy aquí en Nueva York, las luces de Broadway, mucha electricidad es canadiense. Si se van a imponer aranceles a Canadá, lo que en realidad se conseguirá es que las cosas sean más caras para los estadounidenses», añadió.
El gobierno habría acordado con los representantes provinciales una estrategia de tres niveles que incluye la imposición de aranceles y restricciones al comercio si Trump cumple con su amenaza, según publicó el diario The New York Times. El primer nivel consistiría en la aplicación de tarifas sobre productos importados desde EE.UU., con el foco puesto en los bienes que son producidos en los Estados gobernados por el Partido Republicano. Pero si ese tipo de presión sobre Washington no llegara a surtir efecto y las tensiones comerciales escalaran aún más, el gobierno canadiense iría hasta el nivel final de restringir la exportación de materias primas como petróleo, gas natural, potasa, uranio y minerales críticos.
Impacto
El impacto de un embargo petrolero sería crítico para los EE.UU., especialmente para sus refinerías en el Medio Oeste. Las exportaciones de crudo de Canadá a su vecino del sur treparon a un récord de 4,3 millones de barriles por día en julio de 2024 tras la expansión del oleoducto Trans Mountain, según datos de la Administración de Información Energética (EIA). No obstante, Canadá también se enfrentaría a severas alteraciones en su logística interna de hidrocarburos.
Las importaciones de petróleo crudo desde Canadá se han vuelto cada vez más importantes para las refinerías estadounidenses. La capacidad de refinación de petróleo se situó en 18,4 millones de bpd al 1 de enero de 2024. En 2023, el 60% de las importaciones de petróleo crudo de los EE.UU. se originaron en Canadá, frente a un 33% en 2013. Canadá produce centralmente crudo pesado de sus arenas bituminosas, un crudo tan pesado que necesita un tratamiento especial para poder fluir por los oleoductos.
Las refinerías en los estados del Medio Oeste de EE.UU. serían las más impactadas por un embargo, ya que estas compran el petróleo canadiense con un descuento, una ventaja que perderían con los aranceles. El descuento en el precio que sufren los productores canadienses se produce por la falta de compradores alternativos. El crudo Western Canadian Select (WCS) cotiza a US$ 64 por barril, mientras que el crudo WTI cotiza a US$ 77 por barril; un diferencial de 13 dólares a favor de las refinerías en el Medio Oeste de EE.UU.
Un embargo también forzaría a esas refinerías a buscar otras fuentes de crudo pesado o a reconfigurar sus instalaciones para operar con crudos más livianos, aunque ese cambio demandaría tiempo y esfuerzo. Las refinerías del Medio Oeste demandaron de Canadá unos 2,7 millones de bpd en octubre.
Pero Canadá también deberá evaluar las posibles represalias de EE.UU. en caso de restringir el suministro a EE.UU. El crudo se produce principalmente en el oeste de Canadá, en la provincia de Alberta, fluyendo dentro del país hacia los nodos industriales y las refinerías en Quebec y Ontario en el este. Parte de esa logística pasa por territorio estadounidense, por los Estados de Michigan y Wisconsin, situación que potencialmente compromete la seguridad de suministro en el este canadiense.
Ruptura en el frente canadiense
Si bien el gobierno canadiense no descarta la aplicación de un embargo petrolero a EE.UU., las implicancias económicas de semejante medida ya generaron una ruptura en frente político nacional. La primera ministra de Alberta, Danielle Smith, dijo que la provincia no aceptará ninguna medida de bloqueo a las exportaciones de hidrocarburos al vecino del sur, pese a que la amenaza de los aranceles de Trump «es real» y elevaría el descuento que sufren los productores canadienses.
La sensibilidad económica del tema escaló al máximo nivel. Smith, que pegó el faltazo a la reunión de Trudeau con los líderes provinciales, viajó a la Florida a ver a Trump. Tras la reunión con el presidente electo, la líder provincial dijo que la amenaza de las tarifas es real. «Es probable que lleguen el 20 de enero», dijo Smith. Más importante aún, agregó que los aranceles alcanzarán muy probablemente a las importaciones de energía. «No espero ninguna excepción”, dijo.
A pesar de este panorama sombrío para las finanzas de Alberta, la líder provincial rechazó de plano cualquier restricción a las exportaciones de crudo a los EE.UU. «(El gobierno federal) tendrá una crisis de unidad nacional en sus manos al mismo tiempo que tendrá una crisis con nuestros socios comerciales de Estados Unidos», dijo Smith. También le recordó al gobierno federal que las provincias canadienses son dueñas del petróleo.
El cálculo de la primera ministro es centralmente económico; argumentó que por cada dólar que es descontado del precio del WCS el tesoro provincial pierde ingresos por 600 millones de dólares. El diferencial con el WTI se achicó en el último año con el ingreso a operación de una extensión del oleoducto Trans Mountain, que habilitó exportaciones de crudo canadiense a las refinerías en la costa oeste de EE.UU. y también a clientes en Asia. Pero ese diferencial podría dispararse nuevamente si un embargo se produce.
El grupo Aconcagua Energía mantuvo un encuentro con entidades financieras, inversores y bancos en el cual expuso sus planes de inversión para el 2025. “Comenzamos el año con un fuerte impulso en nuestra estrategia de crecimiento y desarrollo, respaldados por la reciente prórroga de las concesiones de explotación hidrocarburífera de las áreas Entre Lomas Río Negro, 25 de Mayo – Medanito S.E. y Jagüel de los Machos, en la Cuenca Neuquina”, destacaron desde la compañía. Además, remarcaron que este logro representa un hito en la política energética regional y reafirma el compromiso de la compañía energética con el desarrollo y la sostenibilidad del sector.
La prórroga de estas concesiones, por un período de 10 años, es un paso clave que permite extender el horizonte de negocios de Aconcagua Energía en la provincia de Río Negro, hasta el año 2036, en línea con su misión de garantizar el suministro energético y continuar fortaleciendo su presencia en el mercado, remarcaron.
Inversión
Como parte de este acuerdo, Aconcagua Energía se ha comprometido a llevar adelante un ambicioso plan de inversiones superior a los US$ 50 millones de dólares, enfocado en la eficiencia y desarrollo de las operaciones en estos campos, lo que permitirá continuar poniendo en valor los mismos.
Desde que asumió la operación de estos yacimientos, en febrero de 2023 y tras el acuerdo alcanzado con Vista Energy, la firma trabaja en la optimización de los activos y en la implementación de nuevas estrategias que permiten maximizar la producción de petróleo y gas de los mismos, según informaron.
Desembarco en Vaca Muerta y diversificación a través de energías renovables
“Aconcagua Energía presenta una estrategia clara para consolidarse y crecer de manera sostenible. Su enfoque se basa en un desriskeo a través de la puesta en valor de Vaca Muerta, buscando un mix balanceado de petróleo y gas, además de diversificar los riesgos mediante alianzas estratégicas y la integración de energías renovables”, aseguraron.
De cara al 2025, la compañía trabaja en fortalecer su presencia en los 75.000 acres no convencionales que posee en la región, con un enfoque claro hacia el crecimiento futuro.
Desde el Grupo indicaron: “Actualmente tenemos presencia en dos activos estratégicos de escala en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, que serán el vector de crecimiento futuro de la compañía”.
Por otra parte, a través de la empresa subsidiaria Aconcagua Energía Generación y con proyectos y planes de negocio pensados y desarrollados a partir de fuentes de financiación distintas, el grupo continúa trabajando con una visión de sostenibilidad de largo plazo. “Creemos firmemente en la transición energética y estamos comprometidos con la innovación y la adopción de tecnologías que permitan a la empresa mantenerse a la vanguardia del sector”, señalaron desde la empresa.
“El sector energético, y en especial el de hidrocarburos, se afianza cada vez más como un pilar clave para el desarrollo económico del país. Con una demanda local y regional creciente de productos energéticos argentinos, que aseguren un entorno favorable para este tipo de operaciones, Aconcagua Energía cuenta con activos bien posicionados y una base sólida de proyectos que le permitirá ser un jugador cada vez más relevante en los mercados en los que opera”, aseveró Javier Basso, CFO y socio fundador del grupo.
De esta manera, con una sólida base en el desarrollo de hidrocarburos convencionales y una visión clara hacia el futuro, Aconcagua Energía continúa avanzando con firmeza en la consolidación de su posición de liderazgo en el sector energético.
Al respecto, Pablo Calderone, gerente de Relaciones con Inversores sostuvo: “somos muy optimistas acerca del futuro de Aconcagua Energía, por el potencial de los proyectos en marcha y en especial por las nuevas oportunidades de negocio y crecimiento en las cuales ya estamos trabajando activamente. Agradecemos especialmente a nuestros inversores y las entidades financieras con las que trabajamos por su continuo apoyo y confianza continua y por ayudarnos a construir la plataforma que necesitamos para que Aconcagua Energía esté bien posicionada para aprovechar y maximizar las oportunidades que 2025 nos depara”.
LaArgentina posee importantes reservas de cobre y litio, minerales cruciales para la transición energética global. En cobre, el país tiene algunos de los proyectos de mayor potencial en el mundo y en litio muchos de alto potencial, aún con precios bajos. La mayoría de estos proyectos están en etapa de factibilidad y unos pocos en la fase de construcción y de operación. Han pasado décadas desde que proyectos emblemáticos iniciaron sus operaciones: Bajo la Alumbrera en 1997 y Veladero en 2005. Especialistas globales de Accenture coinciden en que las prácticas mineras han evolucionado mucho desde entonces. La tecnología empleada, fuertemente apalancada por Inteligencia Artificial (IA), y la sostenibilidad, como elemento central del proyecto y no complementario, permiten niveles de productividad y desarrollo sectorial y local con un salto generacional vs décadas atrás, según precisaron.
Es por esto que desde la compañía dedicada a la consultoría estratégica, servicios tecnológicos y externalización han incorporado a nivel regional prácticas mineras basadas en IA y sostenibilidad en clientes en Chile, Brasil y Perú. Esta nueva tecnología es aplicada en operaciones existentes que no fueron diseñadas tomando en cuenta el potencial total de estas prácticas.
“Cuando la minería se gestiona de manera responsable, no solo provee recursos esenciales para el avance de industrias como la automotriz, la electrónica y las energías renovables, sino que también actúa como un motor de desarrollo en las comunidades locales. Al generar empleos de calidad, impulsar la capacitación y dinamizar la economía regional, la minería tiene un efecto multiplicador que va más allá de su propio ámbito, fomentando la inclusión y el bienestar social”, remarcaron desde Accenture.
Desafíos y oportunidades: Inteligencia Artificial y sostenibilidad como eje central
De acuerdo con especialistas de Accenture Argentina, la incorporación de la IA y de sostenibilidad deben traducirse en un desarrollo sectorial único en la Argentina, con impacto diferencial para las comunidades, las provincias y a nivel nacional.
Jorge Martin, managing director; Sebastián Feldberg, líder de Industry X y Martín Sommer, Senior Advisor de Accenture; analizaron el panorama y las perspectivas de la actividad minera en el país, resaltando el potencial de la Argentina para convertirse en un proveedor global clave de minerales esenciales de la transición energética a nivel global.
Feldberg destacó la oportunidad única de dar un salto generacional con tecnología operacional que incorpore inteligencia artificial en todo su potencial. “La incorporación masiva de sensores, PLCs, SCADA y MES en todos los procesos productivos y secundarios ya desde el diseño permite obtener muchísimos datos en tiempo real, que antes era inimaginable. Cuando transforma estos datos en información y lo explota con inteligencia artificial, se consigue un entendimiento granular único de la operación, resultando en tomas de decisiones mucho más efectivas y ágiles.”
Seguridad
Otro ejemplo del gran potencial que tiene la inteligencia artificial generativa en la minería está relacionado con la seguridad de los trabajadores, una de las prioridades de la industria.
El volumen de información sobre seguridad y otros equipos necesarios para realizar reparaciones y mantenimientos específicos puede ser muy extenso. Por eso, las capacidades lingüísticas avanzadas de la inteligencia artificial generativa significan que puede resumir toda esta documentación y describir los puntos clave en un formato fácilmente digerible.
Respecto a este punto, Martin explicó que “la sostenibilidad, en su alcance más amplio y con prácticas de clase mundial, precisa ser incluido ya en el diseño de los proyectos. Emisiones cero, la gestión sostenible del agua y residuos y la relación con la comunidad son temas para abordar considerando el contexto actual, pero también la evolución del marco regulatorio durante los próximos 20 años de operación. Hay que reinventar el enfoque de sostenibilidad del sector minero en la Argentina.”
Esto incluye iniciativas como la electrificación de flotas y el uso de energías renovables (solar y eólica). Además, la industria debe priorizar la seguridad laboral y la colaboración con las comunidades locales para un crecimiento planificado y sostenible.
Sommer agregó que “la situación geológica del país es muy similar a otros países de la región con la diferencia que casi no se avanzó en su explotación. En los otros países, el sector minero es muy relevante para la economía y especialmente para las provincias mineras, donde es el motor del desarrollo social y económico. Con políticas públicas que incentiven la inversión a largo plazo, como el RIGI, y el desarrollo de proveedores y de talento local, se conseguirá desbloquear un potencial enorme”.
Allí la clave está en utilizar toda la innovación tecnológica que se ha desarrollado durante las últimas décadas para que la base de los proyectos mineros comience siendo pensada desde ese cambio de paradigma. Esto aplica a las etapas de exploración, a los estudios de impacto ambiental y social, al diseño de la planta, al modelo de gestión de seguridad, entre otros.
Desarrollo local y formación de talento: claves para el éxito a largo plazo
Según precisaron desde Accenture, con varias generaciones involucradas en la minería es esencial invertir en educación, infraestructura y bienestar de las comunidades, desarrollo local y regional es fundamental. “La escasez de talento especializado en minería requiere estrategias como la formación local y la colaboración con instituciones educativas para desarrollar las habilidades necesarias que se requerirán para proyectos que ya tienen viabilidad y los que están siendo evaluados”, plantearon desde la compañía.
Es por esto que Feldberg marcó: “Es claveel posicionamiento deAccenture como un socio estratégico para la industria minera en la Argentina, ofreciendo soluciones innovadoras que incorporan tecnología e inteligencia artificial, diseño y gestión de prácticas sostenibles. Sustentado en nuestras credenciales en la región y en los principales países mineros del mundo”.
Con miras a seguir fortaleciendo su presencia en el mercado local, CIMC Wetrans anunció la comercialización en nuestro país de todo tipo de Trailers y Semitrailers, Containers Chasis, LNG Road Tanker, Fuel Road Tanker, Flatbed Trailers, Tipper Trailer, Refrigerated Trailers y tanques para el transporte de alta eficiencia de sustancias tales como combustible, alimentos y también químicos (gas, líquido o en polvo).
“Este lanzamiento abrirá las puertas a alternativas de última generación en el campo de la logística y almacenamiento. Las soluciones de CIMC ofrecen seguridad, durabilidad y eficiencia en áreas claves de la industria local, tales como las del sector energético y minero en los que la demanda de infraestructura y soporte de toda la cadena productiva se ha acelerado durante el 2024, así como también para el traslado de alimentos y químicos”, destacaron desde la compañía.
Los equipos
Dependiendo de la carga, están construidos por materiales como aluminio, acero inoxidable o acero de carbono. Se destacan por su diseño modular y peso en vacío competitivo, así como el traslado seguro y sin residuos, gracias a su know-how actualizado en dosificación, adición, carga y descarga, sistemas que se prueban y calibran según estándares internacionales en instalaciones exclusivas a tal fin, precisaron desde la empresa.
“Estamos hablando de equipos de alta gama que nos permitirán seguir consolidando alianzas estratégicas con los principales actores de la industria y ofreciendo un medio de transporte fiable y de máxima calidad que es el elegido en todo el mundo y ahora está disponible en Argentina», afirmó Romina Parquet, Founder y CEO de CIMC Wetrans.
Transferencia de tecnología del mundo hacia Argentina
Esta nueva apuesta de la firma, se lleva a cabo capitalizando la transferencia de tecnología que la compañía posee a nivel global. CIMC Group es el mayor fabricante de vehículos industriales del mundo. En este sentido, por ejemplo, y ante la creciente demanda de energías limpias, ha lanzado con éxito tanques y contenedores de almacenamiento de hidrógeno líquido, área que el grupo lidera y es pionero.
“Considero que esta noticia es una demostración tangible de la respuesta proactiva de nuestra empresa y su compromiso por impulsar un crecimiento de alta calidad dentro de la industria. Demuestra la fuerza y determinación en la innovación tecnológica y el desarrollo de productos que son cada vez más requeridos, a la vez que capitaliza las oportunidades que existen en nuestro país, aportando valor a una transformación que puede darse en la próxima década a partir del Régimen de Incentivo para las grandes inversiones y el impacto que ya está generando.” concluyó la ejecutiva.
La importación de energía eléctrica desde Brasil es clave para cubrir el pico de la demanda durante las altas temperaturas como las que está atravesando esta semana las provincias del centro y norte del país. Sin embargo, existen diferencias hacia dentro del área energética del gobierno acerca de qué tipo de relación contractual establecer con el país vecino para importar energía durante el pico de consumo estival.
El vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella, impulsa desde hace semanas la rúbrica de un contrato en firme con Brasil —es decir, con carácter mandatorio— para importar 1.000 megawatt (MW) desde el sur brasileño en forma ininterrumpida. Sin embargo, ni el Ministerio de Economía ni la Secretaría de Energía, como así tampoco la línea técnica de Cammesa, que se encarga del despacho de energía, no comparten esa visión e impugnan la firma de un nuevo contrato con Brasil por entender que es innecesario desde lo operativo, pero sobre todo por el impacto económico que tendría para las arcas del Estado, dado que implicaría pagar un precio más alto por la energía importada y por ende, elevaría los costos del sistema eléctrico.
Fuentes cercanas a Cairella indicaron a EconoJournal que hay negociaciones con al menos dos comercializadoras del país vecino para suscribir un contrato de importación en firme. Se trata de las firmas Tradener y Tesla Energy. El contrato sería por 650 MW con la posibilidad de extenderlo a 1.000 MW y por un plazo de 60 días con una extensión de 30 días más de ser necesario. El precio de importación en firme sería cercano a los 100 dólares por megawatt por hora (US$/MWh).
“Es lo que hay que hacer para que no nos quedemos sin energía porque en los últimos 20 años no se hicieron inversiones. Tenemos que garantizar el despacho económico, pero también seguro”, indicaron cerca de Cairella, un funcionario que no responde al ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, sino que políticamente está alineado con el asesor presidencial, Santiago Caputo.
Contrapunto
En el Palacio de Hacienda interpretan que no es necesario firmar un nuevo contrato de importación con Brasil si eso implica asumir un costo cercano a los 100 US$/MWh, muy por encima del precio monómico del sistema eléctrico. Señalan, además, que desde hace años existe un esquema de intercambio de energía con el país vecino, que funciona como un buen paraguas regulatorio y comercial para gestionar la importación de energía. «Los complejos hidroeléctricos de Brasil están con mucha agua (esta semana se registraron fuertes lluvias en el sur del país), por lo que no es necesario convalidar un precio tan alto que provocaría un aumento en el nivel de subsidios energético que paga el Tesoro», explicaron en un despacho oficial. «Distinto sería si el precio fuese más bajo y se ubicara en torno a los 60 dólares y se extendiera durante el invierno, cuando los costos de generación se disparan porque es necesario quemar combustibles líquidos en las centrales térmicas porque el gas se redirecciona hacia los hogares», agregaron.
La propia línea técnica de Cammesa, que encabeza Eduardo Hollidge, histórico gerente de Coordinación Operativa que hoy se desempeña como gerente general, se opone a la firma de un nuevo contrato de importación con Brasil. El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, hombre de máxima confianza del titular de Economía, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, comparten esta visión y respaldan la posición técnica de la línea gerencial de Cammesa. EconoJournal realizó un relevamiento entre las principales empresas locales de generación, que coinciden en que no es necesario firmar un contrato en firme con Brasil, al menos no en los valores que se están barajando. «Un contrato en firme por 1000 MW a 100 dólares por MWh sólo beneficiaría a las comercializadoras de Brasil«, advirtió un alto directivo del sector.
Los envíos de energía eléctrica provenientes del país vecino (sobre todo de la generación hidroeléctrica) son fundamentales para que el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) opere en mejores condiciones. Según datos de Cammesa, bajo el esquema de intercambio energético entre países, el martes de esta semana la Argentina recibió de Brasil hasta 1.920 MW, casi un 8% del total del pico de la demanda que se registró por la tarde, que fue de 25.854 MW.
Acuerdo de intercambio
La Argentina tiene un acuerdo de intercambio de energía con los países limítrofes Uruguay, Brasil, Paraguay, Bolivia y Chile. Puntualmente con Brasil, el acuerdo se renueva cada cuatro años. El último firmado entre los gobiernos de ambos países vence el 31 de diciembre de este año y tiene tres modalidades de intercambio:
1) Sin devolución de energía interrumpible suministrada (por ejemplo, plantas térmicas no usadas).
2) Con devolución de energía interrumpible suministrada para atención de emergencias (como cubrir el pico de demanda).
3) Con devolución de energía interrumpible suministrada para el aprovechamiento de excedentes de generación hidroeléctrica y renovables (excedentes que pueden ser aprovechados por el otro país).
Argentina y Brasil tienen dos interconexiones eléctricas: una es Paso de los Libres-Uruguaiana y la otra es Rincón Santa María-Garabí, en la zona de Yacyretá. El intercambio varía según la oferta y demanda de ambos países. Por ejemplo, la Argentina exportó en 2021 alrededor de 4.000 gigawatt por hora (GWh), pero luego la Argentina fue necesitando traer cada vez más energía desde Brasil, tendencia que no cambió entre 2022 y 2024.
Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina, obtuvo la aprobación de la Comisión Nacional de Valores (CNV) para la emisión y colocación de Obligaciones Negociables en el mercado local por hasta US$ 1.000 millones de dólares. Las emisiones se irán estructurando en forma escalonada en la medida que la petrolera, que a fines de año cerró la adquisición de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta, requiera acelerar sus inversiones.
Tal como adelantó EconoJournal, en diciembre Pluspetrol cerró la compra de seis bloques petroleros que poseía ExxonMobil en la cuenca Neuquina por uan cifra cercana US$ 1700 millones. Con esta transacción, obtuvo distintas áreas que tienen un alto potencial en cuanto al desarrollo de shale oil en Vaca Muerta como Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas.
La operación posiciona a Pluspetrol como una de las compañías que mayores expectativas genera en cuanto al incremento de la producción de petróleo no convencional. Para cristalizar esa oportunidad, Pluspetrol deberá desembolsar ingentes inversiones no sólo en la perforación y completación de pozos (upsteram), sino también en la construcción de infraestructura de tratamiento y evacuación de hidrocarburos. Sólo en el área Bajo del Choique -que se ubica en la zona más prolífica de shale oil con pozos que destacan por su alta productividad- va a precisar inversiones cercanas a los US$ 500 millones en materia de infraestructura. De ahí la importación del programa de emsión de ON’s que acaba de aprobar la CNV.
Acciones
Con la compra de los activos de ExxonMobil, Pluspetrol dejó en segundo lugar a otras compañías que participaron del proceso como Tecpetrol, que había presentado una oferta en forma conjunta con Vista, y Pan American Energy (PAE), y que además contaba con el respaldo de YPF.
A su vez, mediante esta transacción, la compañía obtuvo el 21,3% de las acciones en el oleoducto Oldelval, el principal sistema de evacuación del petróleo de la Cuenca Neuquina, clave para impulsar el desarrollo.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y Julián Escuder, CEO de Pluspetrol; tras la adquisición de los activos.
Una falla en el sistema eléctrico de la región del Litoral generó un fuerte corte de electricidad en la provincia de Santa Fe. Fuentes de Transener confirmaron a EconoJournal que después de las 14 se registró una falla en un transformador de tensión (TV) de 132 kV que provocó la salida de servicio del transformador T1RO, afectando el suministro eléctrico en la región.
Las mismas fuentes también destacaron que para evitar la sobrecarga de los transformadores T2 y T6 Transener le solicitó a la Empresa Provincial de la Energía (EPE) que redujera la demanda de energía. Sin embargo, la medida no se implementó a tiempo, lo que terminó provocando la salida de servicio de ambos transformadores por sobrecarga.
Según información que suministra Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), alrededor de las 14 se perdieron unos 850 megawatt (MW) de demanda eléctrica. Eso quiere decir que alrededor 14 se vio afectada un 30% del consumo eléctrico total de Santa Fe, que antes de la falla orillaba los 2900 MW. El corte de electricidad se produjo en un momento de alta demanda de energía por las altas temperaturas que atraviesa la zona centro y norte del país este jueves. Además, se registraron caídas de alrededor de 250 MW en la provincia de Chaco y de 125 MW en Formosa.
Los transformadores T2 y T6 ya fueron puestos nuevamente en servicio y se está recuperando la demanda de energía de forma gradual, indicaron desde la compañía de transporte eléctrico.
“Cabe destacar que hemos advertido en reiteradas ocasiones a la EPE sobre la necesidad de implementar automatismos que permitan evitar este tipo de situaciones. Estos sistemas de control automático podrían haber prevenido la salida de servicio de los transformadores T2 y T6, minimizando el impacto de la falla inicial”, argumentaron por último desde Transener.
Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) alcanzó en 2024 una nueva marca histórica de generación eléctrica neta anual, con más de 10 millones de MWh entregados a la red. La compañía estatal operadora de las centrales nucleares podría alcanzar un nuevo récord una vez que finalicen los trabajos para que la central Atucha II pueda volver a operar al 100% de su potencia de forma continua. Los trabajos en Atucha II estarían listos para mediados de año, según pudo saber EconoJournal.
La empresa informó que las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse generaron 10.449.015 MWh, lo que representa el 7,35% del total de energía generada en el país durante el año pasado. Además, en julio la empresa logró un nuevo récord mensual de generación eléctrica, alcanzando 1.174.116 MWh en un solo mes. Las tres centrales nucleares suman una potencia instalada de 1.763 MW.
El último récord de generación había sido de 10.169.694 MWh durante el 2021. El nuevo récord ocurre tras el regreso a servicio de Atucha II en septiembre de 2023. La central había salido de operación en octubre de 2022 producto de un inconveniente dentro del reactor que fue resuelto por la empresa.
Atucha II al 100% de potencia
Nucleoeléctrica podría batir un nuevo récord una vez que se den dos condiciones: la finalización del proyecto de extensión de vida de Atucha I y la terminación de unos trabajos para que Atucha II pueda volver a operar al 100% de su potencia de manera regular. Esto último podría alcanzarse este mismo año.
Atucha II (745 MW) esta operando en estos momentos al 90% de su potencia nominal. Para volver a operar al 100% de forma continúa, la empresa debe concluir con unos trabajos y la documentación para solicitar autorización a la Autoridad Regulatoria Nuclear, el organismo regulador del sector atómico. Fuentes de la empresa confiaron a este medio que la vuelta a operación al 100% «esta planificado para mediados del 2025».
Por otro lado, el proyecto para extender la vida útil de Atucha I por 20 años más demorará unos 30 meses. La central salió de servicio el 29 de septiembre tras cumplir sus primeros 50 años de operación y volvería a funcionar en marzo de 2027. Por lo tanto, la empresa podría apuntar a batir un nuevo récord anual en el 2028. La inversión estimada en el proyecto de extensión de vida asciende a casi US$ 700 millones. La extensión de vida permitirá que la central sea más eficiente, con ciclos de generación más largos. Actualmente debe parar cada doce meses. El objetivo es que las paradas de mantenimiento tengan lugar cada 18 meses, un factor que será crucial para elevar el factor de carga actual de poco más de 70% a un 88%.
La empresa de construcciones y servicios Milicic inció la ejecución del proyecto de “Defensas Ribereñas del Río Zaña y Explotación de Cantera de Roca” en el departamento de Lambayeque, Perú, para el consorcio con Rovella – Inmac. “Este desafío busca proteger los márgenes del río frente a los efectos de la erosión e inundaciones, beneficiando a las comunidades de los distritos de Zaña y Lagunas”, destacaron desde la compañía.
El proyecto se extiende desde la localidad de Zaña hasta la desembocadura del río en el océano Pacífico, y contempla la construcción de nuevas defensas ribereñas, incluyendo la instalación de diques y el enrocado de estructuras existentes. Además, se realizará la explotación de la cantera Quechuas VII, que proveerá más de 774 mil metros cúbicos de roca y piedra necesarios para las obras.
La obra
“En esta obra, Milicic implementará tecnología avanzada como el sistema Machine Control, que permitirá una mayor precisión y eficiencia en la construcción, optimizando procesos y reduciendo tiempos”, señaló Eduardo Prudencio, uno de los responsables del proyecto.
A su vez, agregó: “Tenemos plena convicción de que cumpliremos con las expectativas de nuestro cliente y aportaremos valor a la sociedad mediante este proyecto”, agregó.
El proyecto tendrá una duración estimada de 14 meses y empleará a más de 340 trabajadores locales en sus diferentes etapas. “Esta iniciativa no solo busca proteger a las comunidades frente a los riesgos de inundaciones, sino también fomentar el crecimiento económico local y regional”, destacaron desde la compañía.
“Tenemos plena convicción de que ejecutaremos el proyecto cumpliendo las expectativas de nuestro cliente, consorcio Rovella – Inmac, y cumpliendo los objetivos de la organización aportando valor a la sociedad en este tipo de proyectos que serán en beneficio de la comunidad, de la región y del país”, indicó Prudencio.
Objetivos
Entre los objetivos principales del proyecto está mejorar la capacidad hidráulica del río o quebrada para gestionar flujos máximos, además de implementar un sistema integrado de manejo de aguas pluvialespara evacuar de forma segura las precipitaciones y caudales fluviales, minimizando riesgos para la vida y daños materiales. También se busca mitigar los impactos del cambio climático y fenómenos naturales mediante medidas de protección y un sistema de alerta temprana.
Otros objetivos son integrar enfoques de economía circular y sostenibilidad en el diseño y ejecución de infraestructura, y fomentar el crecimiento económico local y regional a través de contratación de mano de obra local.
Además de las defensas, el proyecto contempla dos importantes intervenciones paisajísticas: una a la altura de un badén, en ambas márgenes del río, y otra en la desembocadura del río, en la margen derecha, con el fin de mejorar el entorno y la estética de la zona. En esta obra, Milicic aportará más de 130 equipos para el proyecto que tendrá una duración estimada de 14 meses, según precisaron.
Experiencia de Milicic en Perú
Este proyecto es el segundo de Milicic en Perú, tras la construcción de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, ubicada en Tumbes. Estas iniciativas reafirman el compromiso de la empresa con el desarrollo de soluciones sostenibles e innovadoras en infraestructura que beneficien a las comunidades y al medio ambiente.
“Con esta nueva intervención, Milicic fortalece su posición como un actor clave en proyectos de infraestructura en la región, aportando su experiencia y tecnología al servicio de objetivos que trascienden fronteras y generan impacto positivo a largo plazo”, concluyeron desde la compañía.
El informe mensual, desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que en noviembre de 2024 la producción del sector decreció un 4% respecto al mes anterior.Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa también una caída del 3% a nivel sectorial; mientras que el acumulado del año para este mes refleja valores negativos, cayendo un 4%, afectado por todos los subsectores.
El relevamiento de la CIQyP® marcó que las ventas locales también se vieron impactadas, con una baja del 14% respecto al mes anterior, lo que algunas empresas atribuyen a una disminución en el volumen y en los precios de venta. En términos interanuales, todos los subsectores fueron afectados, con una caída del 37%, salvo los básicos orgánicos. El acumulado anual también refleja una disminución del 28%.
A su vez, el Informe de la Cámara resaltó que las exportaciones, durante noviembre 2024, presentaron una recuperación con un aumento del 8% respecto al mes anterior. En cuanto a la variación interanual también se observa un aumento importante, del 82%, favorecido por los subsectores básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año está en un 38 % arriba, ayudado por todos los subsectores salvo los básicos inorgánicos que se mantuvieron sin cambios.
Valores positivos
La reseña llevada adelante por la CIQyP® mostró que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró valores positivos tanto en el interanual (53% – *este incremento se debió a que en el año 2023 hubo paradas de planta no programadas, que no se realizaron durante el 2024) como en el acumulado del año (4%) en producción; mientras que tuvo caída en la variación mensual. Por su parte, en las exportaciones los números fueron positivos, del 6% intermensual y del 7% interanual; mientras que un 11% negativo en el acumulado del año. En lo que respecta a las ventas locales todas las variables fueron negativas.
Durante noviembre 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 24,46% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 18.46% en las importaciones y del 6,59% en las exportaciones.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2024 tuvo un uso promedio del 54% para los productos básicos e intermedios y del 83% para los productos petroquímicos.
Las ventas locales
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre del 2024, alcanzaron los 327 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.548 millones en los once meses de ese año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), señaló que “noviembre ha sido otro mes complejo para el sector Químico – Petroquímico, con caídas importantes en producción y ventas locales, pero con un aumento de las exportaciones lo cual explica la competitividad del sector para salir al exterior. El contexto sigue siendo desafiante, aunque hay expectativas de leves mejoras en los próximos meses”.
La primera privatización de la presidencia de Javier Milei tiene como protagonista a IMPSA, la histórica compañía metalúrgica de Mendoza que supo ser uno de los principales fabricantes de turbinas hidroeléctricas de la región. El gobierno nacional preadjudicó a la empresa estadounidense ARC Energy la compra de las acciones de la compañía que estaban en manos del Estado nacional y de la provincia de Mendoza. Con la adquisición de la empresa fundada por la familia Pescarmona, ARC Energy busca posicionamiento global y desarrollar al menos tres líneas de negocio en EE.UU., según indicaron representantes de la compañía a EconoJournal. Una de esas líneas es el reemplazo de grúas chinas en los puertos estadounidenses, un negocio podría transformar a la venta de IMPSA en un primer caso testigo de friendshoring en el país, un término comercial que engloba el fenómeno de la localización de las empresas en países que suponen un bajo riesgo en el contexto de las fricciones comerciales entre EE.UU. y China.
La Comisión Evaluadora de las ofertas para la venta de IMPSA, conformada por representantes del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP), la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y la Provincia de Mendoza, aprobó la pre-adjudicación de las acciones de IMPSA en poder del Estado Nacional y Provincial al consorcio IAF, cuyo socio principal es ARC Energy, una empresa radicada en Texas que fabrica bienes para la industria de petróleo y gas.
El 63,7% de las acciones de la empresa están en manos del FONDEP, que está bajo la órbita del Ministerio de Economía de la Nación, mientras que Mendoza tiene el 21,2% y el restante 15,1% está en manos del sector privado. Las acciones del FONDEP y de Mendoza tienen origen en el rescate económico estatal realizado durante la presidencia de Alberto Fernández y la gobernación de Rodolfo Suárez en 2021. La empresa había colapsado financieramente en agosto de 2020 por la imposibilidad de reestructurar su deuda y no poder participar en licitaciones internacionales por no tener avales.
El consorcio IAF fue el único oferente en la licitación internacional llevada adelante por el Ministerio de Economía. De cumplirse todas las condiciones comprometidas por la Comisión Evaluadora y el IAF antes del viernes 31 de enero, se espera avanzar hacia la adjudicación definitiva y la firma del contrato de traspaso de acciones. ARC Energy se comprometió a una capitalización inicial en IMPSA de US$ 27 millones.
IAF solicitó tiempo hasta esa fecha para renegociar la deuda de US$ 570 millones entre IMPSA y sus acreedores. “La parte más delicada al 31 de enero es la reestructuracion de la deuda, que viene bastante bien, con los acreedores principales ya tenemos carta de conformidad para avanzar, vamos a llegar bien a la fecha”, informaron desde ARC Energy. La principal deuda es con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Otros acreedores relevantes son el Banco Nación, el BICE, y el grupo Moneta.
En paralelo a la negociación de la deuda, también hay conversaciones con los clientes en la Argentina para actualizar los contratos vigentes. Dos contratos sensibles son la modernización de turbinas en la represa de Yacyretá y la modernización de los tanques TAM 2C con el Ministerio de Defensa. “El gran desafio en los próximos 15 días es sentarnos con todos los clientes que tiene IMPSA en la Argentina y plantear la reestructuracion de los contratos vigentes y ver cómo los podemos implementar lo mas rápido posible”, añadieron.
Friendshoring y líneas de negocio en EE.UU.
IMPSA cuenta con capacidades industriales y know-how tecnológico únicos en el país y la región, habiendo participado en proyectos de energía hidroeléctrica, solar, eólica y nuclear equivalentes a50.000 MW de potencia en todo el mundo. Estas capacidades y trayectoria despertaron el interés de ARC Energy, que tiene un plan para los «primeros 100 días» con foco en tres líneas de negocio a explotar en los EE.UU.: la provisión de grúas portuarias, la fabricación de componentes para centrales nucleares y la renovación de turbinas hidroeléctricas.
La empresa mendocina tiene una trayectoria importante en la fabricación de grúas para puertos, con exportaciones a todo el mundo. Esa línea de negocio decayó en las últimas décadas producto del avance de la competencia internacional y particularmente de empresas chinas, aunque ahora se abre una oportunidad especial. EE.UU. puso el foco en la ciberseguridad e infraestructura portuarias, tras una investigación del Congreso que determinó que algunas grúas de fabricación china utilizadas en puertos estadounidenses contienen equipos de comunicaciones sin un propósito claro ni registro de su instalación.
La oportunidad inmediata para ARC Energy esta en el reemplazo de aquellas grúas que por su software embebido ya no resultan confiables. «El secretario de Transporte junto al presidente Joe Biden plantearon la necesidad de reemplazar en los puertos las grúas chinas actuales por grúas occidentales. Todas esas grúas tienen un cerebro que almacena información del movimiento portuario y China tiene esa información», indicaron los representantes de ARC Energy.
De esta forma, IMPSA se transformaría en un caso testigo de friendshoring en la Argentina, es decir, de redireccionamiento de las cadenas de suministro a países percibidos como política y económicamente seguros o de bajo riesgo por una potencia como EE.UU. De hecho, la empresa ganó en 2023 un contrato con la Marina de EE.UU. para proveer dos puentes grúas.
Una segunda línea de negocios es relativa a la fuerte demanda internacional de componentes y servicios para centrales nucleares. IMPSA también tiene una importante trayectoria fabricando componentes para reactores. Entre sus entregas más recientes figuran la fabricación de un blindaje para el reactor CAREM y la renovación de los generadores de vapor para la central Embalse. La compañía tiene la certificación internacional ASME de fabricación de componentes grado nuclear. «El sello ASME es un activo muy importante para la internacionalización de la compañía en el plano nuclear», reconocieron.
En un tercer plano figura el negocio de turbinas para centrales hidroeléctricas, clave en la internacionalización de la empresa mendocina durante las décadas de 1980 y 1990. Para hacer frente al envejecimiento del parque hidroeléctrico estadounidense, el Departamento de Energía seleccionó 293 proyectos de mejora hidroeléctrica en 33 estados que recibirán hasta US$ 430 millones en pagos de incentivos para modernizar las instalaciones.
Grúas fabricadas por IMPSA.
Cuestionamientos y riesgos
La venta de IMPSA a ARC Energy representaría un doble hito para el gobierno nacional, por tratarse de su primera privatización de una empresa en manos del Estado y el desembarco de una nueva empresa en el país. No obstante, el proceso de privatización generó algunas observaciones críticas, tanto de método como de fondo. El principal cuestionamiento es relativo a la falta de apoyo a la empresa en el último año y su impacto en el proceso de venta.
Desde el comienzo del proceso de privatización, ARC Energy fue la única empresa que realizó una oferta formal por IMPSA, con una carta de intención presentada en abril y comienzo de un proceso de diligencia debida. El gobierno nacional podría haber optado por vender sus acciones en el FONDEP, pero en septiembre decidió lanzar una licitación internacional buscando mayor transparencia en el proceso, aun sabiendo que solo ARC Energy había manifestado un interés real.
El ex director de IMPSA en representación de la provincia de Mendoza, Julio César Totero, cuestionó públicamente que no había otros oferentes como para llamar a una licitación. Consultado por EconoJournal, Totero añadió que su principal preocupación era la aparición de un competidor sin un interés real en poner la empresa en pie. “Podría haber aparecido un comprador hostil que comprara y cerrara la compañía”, respondió.
La dilatación en el proceso de venta agravó el cuadro de situación de la firma mendocina, impactada principalmente por la devaluación de diciembre de 2023 y el desinterés del gobierno nacional en sostener la actividad de la empresa. «En 2024 el FONDEP desfinanció la empresa porque incumplió varios contratos y se paralizó la obra pública, se consumieron los fondos disponibles y no había dinero para sueldos. Los accionistas no pusieron un peso», publicó en sus redes Totero, quien renunció al directorio de la empresa en agosto.
Tras el rescate de 2021, IMPSA firmó nuevos contratos por un total de US$ 240 millones, principalmente con YPF para fabricar un horno para la destilería de Luján de Cuyo y con el Ministerio de Defensa para la modernización del Tanque Argentino Mediano (TAM) 2C. Con el grueso del contrato con YPF ya ejecutado, los contratos en actividad más importantes son por los trabajos para las 71 unidades del TAM 2C y por la fabricación de las turbinas para Yacyretá.
No obstante, la empresa informó una pérdida de 56.634 millones de pesos en los primeros nueve meses de 2024, producto de mayores costos financieros por la devaluación de fines de 2023. Desde la oposición también señalaron la falta de respaldo del gobierno. «Durante 2024, la compañía no firmó ningún contrato relevante ni en el país ni en el exterior, revirtiendo los avances de los últimos años y afectando su valor», criticó el ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, cuya gestión lideró el rescate de IMPSA en 2021.
Kulfas caracterizó la privatización como «mal implementada» y una decisión «contraria al interés nacional». En cambio, Totero destacó la importancia urgente de capitalizar a la empresa. «Fue un acierto la capitalización del año 2021, de lo contrario la compañía quebraba y empresas como estas no se recuperan más. Es un acierto la capitalización actual, ya que la empresa debe volver a tener una administración privada», dijo.
El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo también celebró la pre-adjudicación. “Aspiramos a que IMPSA se reposicione como un actor clave en el sector energético mundial, volviendo a ser una empresa privada que nos enorgullezca, genere empleo y continúe proveyendo a distintas industrias del país”, dijo el gobernador tras recibir a Jason Arceneaux, representante de ARC Energy.
Los contratos de IMPSA y su grado de ejecución. Fuente: informe Jefatura de Gabinete de Ministros, noviembre 2024.
Pasado dorado, presente gris
La huella de IMPSA en la historia industrial de la Argentina en general y de Mendoza en particular es significativa. La empresa fundada por la familia Pescarmona en 1946 creció impulsada por los grandes proyectos energéticos estatales y una apuesta decisiva por la innovación tecnológica y la eficiencia, llevándola a ser líder internacional en grúas portuarias y turbinas hidroeléctricas, con facturaciones que llegaron a superar los US$ 1000 millones anuales. Pero esa trayectoria dorada se derrumbó abruptamente en los últimos 15 años producto de malas decisiones propias y falta de respaldo político, en especial durante los gobiernos kirchneristas que truncaron proyectos hidroeléctricos que se había adjudicado la empresa mendocina; el más notorio es Chihuido, una represa hidroeléctrica en Neuquén cuya construcción se había adjudicado IMPSA y contaba con financiamiento del BNDES de Brasil, pero que el gobierno de Cristina Kirchner nunca terminó de impulsar para priorizar la instalación de las represas de Santa Cruz, una megaobra que también se había adjudicado IMPSA en un primer momento, aunque la administración liderada por la ex presidenta prefirió relicitar y concesionar a la empresa china Gezhouba junto con Electroingeniería. «En la Argentina IMPSA no tenía trabajo y gastó un montón de plata en las centrales de Santa Cruz, en estudios, cálculos y análisis, y después les desajudicaron dos veces esa licitación, luego adjudicada a los chinos», analizó Totero en conversación con este medio.
IMPSA se vio particularmente afectada, además, por su incursión en la fabricación de turbinas eólicas en Brasil y los proyectos hidroeléctricos en Venezuela. Solo en Venezuela quedaron impagos contratos por US$ 300 millones. «El mal negocio en Brasil quizás se podría haber revertido de no haber tenido el problema en Venezuela», añadió.
Más allá de las dificultades, el ex director de IMPSA y dueño de la metalúrgica SurTécnica remarca las capacidades industriales únicas de la empresa en tecnología y fabricación de componentes para centrales hidroeléctricas y nucleares. «El laboratorio de hidraúlica (de IMPSA) esta entre los dos o tres que hay en el mundo, con un equipamiento que si bien hay que hacer un reacomodamiento tecnológico de diez o doce millones de dólares, no hay muchas empresas en el mundo y ninguna en Sudamérica que tenga la tecnología que esta metida ahí dentro», graficó.
«Si mi empresa cierra, mañana abren cuatro como la mía en la otra esquina. Que yo cierre no tiene impacto sobre la economía, pero que cierre IMPSA sí tiene impacto, no solo por los 700 empleados sino por su valor agregado«, concluyó.
Jason Arceneaux (ARC Energy) junto a Cornejo en Mendoza.
Las generadoras YPF Luz y Central Puerto firmaron este martes un acuerdo estratégico para llevar a cabo el estudio y desarrollo de un proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles, indicaron las compañías.
El proyecto
Las empresas evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica a fin de brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera, según precisaron.
La iniciativa permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. A su vez, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca. El proyecto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra.
Impacto
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, aseguró: “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética”.
Además, el ejecutivo sostuvo que “junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles”, manifestó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «La Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo”. De igual manera, Mandarano agregó que “este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos la infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”.
Las generadoras YPF Luz y Central Puerto firmaron este martes un acuerdo estratégico para llevar a cabo el estudio y desarrollo de un proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles, indicaron las compañías.
El proyecto
Las empresas evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica a fin de brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera, según precisaron.
La iniciativa permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. A su vez, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca. El proyecto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra.
Impacto
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, aseguró: “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental y estratégico para el crecimiento económico de nuestro país, más aún dentro de un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética”.
Además, el ejecutivo sostuvo que “junto con YPF Luz, este enunciado toma más fuerza aún y reafirma el convencimiento que este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y sostenibles”, manifestó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: «La Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo”. De igual manera, Mandarano agregó que “este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar colaborativamente con distintos actores del sector. Juntos, impulsaremos la infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”.
Las empresas de servicios Proshale y SLB participaron de la completación del pozo horizontal más largo de Vaca Muerta, propiedad de YPF. Alcanzaron una profundidad total de 7.436 metros. En total fueron 46 horas de operación y 66 tapones rotados.
“Este logro fue posible gracias al uso de herramientas creadas y desarrolladas en Neuquén, que desempeñaron un papel clave en el éxito de la operación. Este avance, llevado a cabo en una sola corrida con Coiled Tubing de 2 ⅜”, representa un hito histórico para la Cuenca Neuquina y establece un nuevo estándar para las operaciones técnicas en la industria del Oil & Gas en la Argentina. El equipo Proshale logró establecer un nuevo estándar de eficiencia, velocidad y alcance en la industria del Oil & Gas en Argentina”, destacaron desde Proshale.
Hito en la Cuenca Neuquina
Para llevar a cabo la operación, se utilizó un BHA (Bottom Hole Assembly) – conjunto de fondo de pozo que se encuentra en una plataforma de perforación petrolera, la parte más baja de la sarta de perforación- de 3.13” OD, que integró el motor TRX, la válvula multi-ciclo STEGO y herramientas de alcance extendido, que jugó un rol crucial en la operación.
Estas tecnologías, producto del ingenio y desarrollo neuquino, lograron reducir significativamente el coeficiente de fricción y la fatiga de los componentes, además de manejar caudales de hasta 5 BPM para garantizar una limpieza óptima del pozo y preparar el terreno para futuras operaciones exitosas.
“Con este logro, Proshale reafirma su compromiso con la innovación, la excelencia operativa y el desarrollo de soluciones eficientes que impulsan el crecimiento sostenido de la industria en Vaca Muerta y en todo el país”, remarcaron desde la empresa.A su vez, destacaron que este récord fue gracias a la sinergia entre todos los actores y compañías involucradas. “El trabajo conjunto y una planificación meticulosa fueron fundamentales para alcanzar este resultado. La coordinación eficiente no solo garantizó la seguridad durante la ejecución, sino que también permitió optimizar los tiempos operativos en un entorno técnico desafiante”, concluyeron.
Los alumnos de la Escuela de Educación Secundaria Técnica No. 1 «Mario El puerto» de Necochea instalaron un aerogenerador de minieólica con el objetivo de iluminar las aulas de la institución educativa.
“Gracias a este proyecto, que ha contado con el apoyo Genneia e Insur, los estudiantes han podido comprobar de una forma práctica los beneficios de la generación distribuida y su importante papel para alcanzar los objetivos de transición energética”, informaron desde la institución.
La institución, que ofrece un ciclo básico de tres años y otro ciclo superior de cuatro en el que se puede optar por cursar la Tecnicatura en Electrónica o la Tecnicatura en Energías Renovables, se ha sumado a la lista de escuelas argentinas que han desplegado equipos renovables para iluminar sus aulas de forma sostenible.
Energía renovable
Los alumnos de séptimo año de Energías Renovables han instalado un aerogenerador acoplado a un equipo facilitado por Genneia -una empresa especializada en la generación renovable- y por Insur -una empresa argentina dedicada al diseño y fabricación de equipos didácticos para Escuelas Técnicas, Centros de Formación Profesional, Institutos Terciarios y Universidades- que permite combinar fuentes de energía solar y eólica.
María Carolina Langan, responsable del área de Desarrollo con la Comunidad de Genneia, aseguró: «Con este tipo de proyectos aportamos nuestro granito de arena para acortar la brecha entre la escuela y el mundo laboral. En este caso, acercando a los jóvenes a un campo en pleno desarrollo en nuestro país como es el de la energía eólica.
El equipo
En concreto, el equipo entregado a la institución educativa ha consistido en unos Tableros Didácticos de Energía Solar Fotovoltaica fabricados por Insur.
Este equipo es una herramienta educativa integral diseñada para proporcionar un aprendizaje teórico-práctico sobre energías renovables. El sistema incluye paneles solares que capturan la luz solar y la convierten en energía eléctrica en forma de corriente continua, la cual es gestionada por un regulador de carga que controla el flujo hacia una batería de almacenamiento, asegurando un aprovechamiento eficiente de la energía generada.
Este tipo de equipamiento puede ser utilizado para el entrenamiento y capacitación de docentes, alumnos de escuelas técnicas, centros de formación profesional y de institutos técnicos terciarios que deseen adquirir experiencia para contribuir a un futuro más sostenible con iniciativas renovables.
El Ente Nacional Regulador de la Energía(ENRE) modificó los parámetros para exigir una mayor calidad en el servicio a las distribuidoras Edenor y Edesur, las únicas que permanecen bajo la órbita del Estado nacional. Como condición necesaria para aprobar el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que definirá el Valor Agregado de Distribución (VAD) que percibirán las empresas en el período 2025-2030, las compañías eléctricas —que comercializan, en conjunto, el 40% de la energía que se consume en el país— tendrán que mejorar su servicio en el próximo lustro. En los hechos, las distribuidoras eléctricas del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) tendrán que reducir la cantidad y extensión de los cortes en hasta un 50%. En algunas zonas del conurbano y comunas porteñas que tienen mayores problemas con los cortes las exigencias del ENRE serán mayores.
El ENRE, a cargo del interventor Osvaldo Rolando, publicó la semana pasada la resolución 3 que modifica los parámetros sobre la calidad del servicio en aspectos técnicos y comerciales y respecto a las penalidades a las distribuidoras por distintos incumplimientos.
En paralelo, el ente también lanzará un cronograma para avanzar en la Revisión Tarifaria de Distribución. Para esto, el 28 de enero convocará a una audiencia pública que se realizará el 27 de febrero. Por su parte, Edenor y Edesur tendrán que presentar el 27 de enero el informe final para la propuesta tarifaria y el 3 de marzo se publicarán en el Boletín Oficial las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios.
El ente regulador quiere que Edenor y Edesur vayan reduciendo entre 2025 y 2029 la duración y frecuencia de los cortes de electricidad a los usuarios, que son los dos indicadores centrales que se utilizan para controlar la calidad del servicio de distribución eléctrica. El primer artículo de la resolución señala las modificaciones en “los Parámetros de Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica, el Costo de la Energía Eléctrica No Suministrada (CENS) y las Penalizaciones por Calidad de Servicio, Producto Técnico y Comercial”.
En los considerando, el ENRE también remarca que en el régimen de calidad de servicio se contemplarán el mismo nivel para las zonas geográficas del AMBAcon densidades de demandas de energía similares. “De este modo se establece una mayor exigencia en la mejora de la calidad del servicio en zonas donde se registran niveles deficientes”, aclara el texto. Esto permite que cada localidad bonaerense y comuna porteña tengan objetivos de reducir duración y frecuencia de cortessegún su densidad de demanda eléctrica.
GBA
Una de las zonas con peores indicadores del AMBA es General Rodríguez. En este caso, Edenor tendrá que reducir las 10,2 horas de duración de los cortes por semestre a 3,3 horas en los próximos cinco años. Al mismo tiempo, en General Rodríguez se tendrá que reducir la frecuencia semestral de los cortes de 4,6 a 1,4 horas. Otros casos similares de Edenor con alta cantidad de cortes son General Las Heras y Marcos Paz.
En Edesur la zona con mayor cantidad de cortes es Presidente Perón, que tendrá que bajar de 8,4 a 3 horas por semestre de la duración y de 3,2 a 1,3 horas la frecuencia de las interrupciones del suministro. Otras zonas críticas de Edesur son Cañuelas, Ezeiza y Florencia Varela.
CABA
La zona del AMBA con menos cortes es la Comuna 2 (Recoleta), que comparten ambas distribuidoras. En ese caso, Edenor tiene que mantener en 2,5 las horas de duración de los cortes por semestre (y bajar de 2,7 a 2,5 horas en Edesur) y reducir la frecuencia de 1,094 a 1,084 horas en Edenor y mantener en 1,084 horas en Edesur.
La peor zona de Edenor en CABA es la Comuna 11 (Devoto y Villa del Parque), donde la empresa eléctrica tendrá que reducir la duración de 5,8 horas a 2,5 horas entre 2025 y 2029 y bajar la frecuencia de 2,1 a 1,08 horas. Otras comunas críticas de la zona norte son la 15, 13 y 12. En el caso de Edesur, la comuna porteña más comprometida es la 10, que deberá reducir la duración en cinco años de 4,1 a 2,8 horas por semestre y la frecuencia de 1,8 a 1,1 horas.
Además, la resolución del ENRE incluye cambios en el aspecto comercial. En este caso, el ente propone que las distribuidoras cuenten con un plazo de no más de 15 días hábiles para responder ante reclamos por error en la facturación. Por último, luego de los cortes por falta de pago las distribuidoras tendrán 24 horas para reestablecer el servicio una vez “abonadas las sumas adeudadas y la tasa de rehabilitación”.
Baja de rentabilidad
Al mismo tiempo, el ENRE publicó la resolución 4/2025 que actualizó a la baja la tasa de rentabilidad sobre los activos de Edenor y Edesur que aplica para calcular la estructura tarifaria de ambas empresas eléctricas. El organismo contrató a la consultora Quantum para que, a partir de una revisión de algunos parámetros principales de la macroeconomía argentina (el riesgo país, el costo de la deuda corporativa y la estructura de capital de las empresas), reevalúe el costo promedio ponderado del capital (WACC, por sus siglas en inglés) de ambas compañías reguladas. En la resolución firmada por Rolanda, el ente regulador destaca que desde el último bimestre del año pasado se observa una baja muy pronunciada del riesgo país, que pasó de 1600 puntos a principios de agosto a menos de 600 en la actualidad. Eso redundará en una baja del costo de financiamiento que deben afrontar las empresas, advirtió el ente regulador, por lo que corrigió de manera significativa la tasa de rentabilidad real que se aplica para calcular la estructura de tarifas de las distribuidoras.
En rigor, la resolución 4 corrigió las alícuotas que había fijado la resolución 553/2024, publicado en agosto del año pasado, que había establecido que la tasa de rentabilidad sobre los activos de Edenor y Edesur después de impuestos ascendiera a 10,31% y a 15,87% antes de impuestos. A partir de la mejora de los indicadores macroeconómicos, el ENRE —con el respaldo del Ejecutivo— tomó una decisión lógica y fijó la tasa de rentabilidad en 6,22% después de impuestos y en 9,56% antes de impuestos.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó a una audiencia pública el próximo 6 de febrero para poner en consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los ajustes en los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029. La RQT permitirá otorgarle un horizonte de ingresos a las empresas de distribución y transporte y también tendrán que realizar planes de inversión.
La convocatoria se publicó este martes en el Boletín Oficial a través de la resolución 16 del ente regulador, que está a cargo del interventor Carlos Casares. En paralelo, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) también convocó a una audiencia pública para el 27 de febrero sobre la Revisión Tarifaria de Distribución.
La audiencia pública se realizará desde la ciudad de Buenos Aires el jueves 6 de febrero a partir de las 9 de la mañana y la participación será exclusivamente de manera virtual. Además, se debatirá la “Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas” y la “Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con los conceptos vinculados a la facultad de corte de servicio por falta de pago”, indica la resolución. Los interesados en participar de la audiencia podrán inscribirse a partir de este miércoles y hasta el 3 de febrero.
Las licenciatarias del servicio de transporte -TGN y TGS- y distribución de gas natural por red de todo el país – Metrogas; Grupo Naturgy (BAN y Gasnor); Grupo Camuzzi (Gas Pampeana y Gas del Sur); Grupo Ecogas (Distribuidoras del Centro y Cuyana); Litoral Gas; y Gasnea- tendrán tiempo hasta el 23 de enero para presentar sus consideraciones sobre los temas de la audiencia que convocó el ENARGAS.
Además de los segmentos regulados por el ENARGAS de transporte y la distribución, el otro ítem de los tres que componen las facturas (excluyendo los impuestos) es el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que lo establece la Secretaría de Energía y permite observar el nivel de subsidios a las tarifas del Estado. Este ítem no estará incluido en la audiencia pública de febrero.
Un estudio realizado por 11 cámaras de empresas metalúrgicas reveló que el sector podría consolidarse en la próxima década como uno de los actores clave para impulsar el crecimiento y desarrollo económico de la Argentina de la mano de cuatro industrias estratégica: Oil&Gas, minería, foresto-industria y energías renovables. En rigor, el trabajo señala que esos cuatro sectores podrían traccionar, en conjunto, inversiones que traccionarían un crecimiento de alrededor de US$ 7.400 millones por año del sector metalúrgico en el país; equivalente al 1% del PBI argentino, con la consecuente creación de miles de empleos en el período 2025-2035.
Frente a este escenario, el estudio elaborado por las empresas metalúrgicas, que se titula “Eliminar impuestos distorsivos para competir en una cancha nivelada” y contó con el acompañamiento del programa Propymes del Grupo Techint, advierte sobre la necesidad de mejorar las condiciones estructurales de competitividad local parar sustituir importaciones y generar productos que puedan escalarse a nivel internacional, expandiendo las exportaciones de bienes con alto valor agregado. “Se necesitan políticas micro, como el recientemente anuncio de un proyecto de Ley de Promoción de Inversiones y Empleo para Pymes. La agenda que viene es la que nos permitirá generar un verdadero entorno competitivo: bajar la carga impositiva, el costo laboral no salarial, potenciar el financiamiento al sector privado y reducir los costos logísticos”, puntualiza el reporte.
Impacto en los sectores productivos
El aporte de la industria metalmecánica -que agrupa a fabricantes de maquinaria agrícola, acoplados, tubos y perfiles, construcciones livianas de acero, línea blanca, electro y gasodomésticos, autopartes y envases de acero- es clave puesto que junto con el sector automotriz generan 11.500 millones de dólares en exportaciones y más de 350.000 empleos directos, lo cual tiene un impacto significativo en la economía del país. Las actividades metalúrgicas integran el complejo industrial más importante de la economía nacional y explican el 5,6% del PBI de la Argentina, según precisaron.
Las empresas indicaron que para la industria del Oil&Gas, la minería, las renovables y la foresto industria se proyectan inversiones cercanas a los US$ 130.000 millones en 10 años. Los desembolsos para Vaca Muerta explican más del 60% del total y en segundo lugar se ubica la industria minera con el 23%. Además, se espera que el valor de producción de estas actividades se expanda en más de US$ 66.000 millones por año, lo cual permitiría traccionar la producción de diversas actividades proveedoras de bienes y servicios. ´
En cuanto al análisis de las estructuras de costos de estos cuatro sectores, surge que el 11,3% del valor de producción esperada está destinado a la adquisición de bienes metalúrgicos: 8,3% en el caso de minería, 9,8% en petróleo y gas, 7,6% en foresto-industria y en el caso de la construcción de un parque eólico alcanza el 56%. Esto es así ya que las diferentes industrias precisan estructuras metálicas, módulos habitacionales, partes y piezas para la operación de maquinarias, equipos eléctricos como motores, transformadores, bombas, válvulas, maquinaria pesada, vehículos y equipos de procesos de diversa índole a fin de desarrollar su actividad. Este es otro de los factores clave que demuestra la sinergia que se puede dar entre los diferentes sectores.
Para la industria del Oil&Gas se proyecta una inversión acumulada a 10 años de US$ 80.000 millones, para la minería de US$30.000 millones, para las renovables de US$ 12.000 millones y para la foresto industria de US$ 7.000 millones.
Carga impositiva
En el estudio también se hizo foco en la carga impositiva que afecta a la industria y se llevó a cabo una comparación con otros países de la región a fin de graficar este escenario. “Hoy los productos metalúrgicos en la Argentina soportan una carga impositiva del 32% promediosobre el costo de fabricación, más del doble que Brasil y México. Además, un tercio de estos impuestos son distorsivos, es decir que se acumulan en la cadena de valor (débitos y créditos, Ingresos brutos, tasas municipales, sellos/otros)”, plantea el informe.
La Argentina se encuentra en las peores posiciones en los ranking mundiales de competitividad. Esto está relacionado a la inestabilidad macroeconómica, la carga impositiva, el costo laboral no salarial, la falta de financiamiento al sector privado y los costos logísticos. “Trabajar primero en estos factores es clave para una secuencia de integración inteligente al mundo”, remarcaron desde las Cámaras.
Las empresas explicaron que más de un tercio de la carga tributaria sobre la actividad metalúrgica son impuestos considerados “distorsivos”, por su menor incidencia en países comparables y su impacto acumulativo en la cadena de valor.
En el informe se toma como ejemplo una sembradora. Sobre el costo de producción de esta maquinaria, el 33% son impuestos. Mientras que en Brasil representan sólo un 15% y en México el 19%. También, el costo de producción de un acoplado en el que el 33% son impuestos.
Otros desafíos
Las Cámaras dieron cuenta de otros de los obstáculos que afectan al sector además de la carga impositiva y que se deberán sortear para lograr el pleno crecimiento. En ese sentido, se refirieron a los costos laborales no salariales y costos logísticos, sumado a la falta de crédito, todos factores que le han quitado dinamismo a un sector privado. El estudio demuestra que el costo laboral en la Argentina es el 67% de la masa salarial. Y que, a pesar de tener índices de siniestralidad similares, la litigiosidad laboral en Argentina es 10 a 20 veces superior al de países comparables.
En línea con el desarrollo de la industria y con las medidas de apertura que quiere impulsar el gobierno, las empresas también advirtieron que a nivel global los países están cuidando al sector. “Las principales economías del mundo están intensificando su estrategia de política industrial con incentivos y financiamiento al sector privado local e incorporando medidas de defensa comercial (dumpings, salvaguardas) especialmente contra China. En este escenario, competir en igualdad de condiciones es imprescindible para generar desarrollo a largo plazo”, aseveraron.
En la última década se multiplicó por 10 la cantidad de medidas de política industrial con afectación al comercio internacional. Estados Unidos ha invertido US$ 739 millones en su política Inflaction reduction Act – además, anunció aumentos arancelarios de hasta el 100%, dirigidos a sectores estratégicos como semiconductores, vehículos eléctricos, baterías, metales básicos, minerales críticos y varios productos médicos.
Por su parte, la Unión Europea desembolsó 95 millones de euros en Horizon Europe y Brasil US$ 60 millones en Nova Industria Brasil. “Hoy apostar por la industria local es una decisión geopolítica y estratégica”, concluyeron desde el sector.
El estudio
El Informe de Competitividad fue realizado por 11 cámaras industriales del sector metalmecánico, la mayoría de ellas nucleadas en Adimra. ProPymes acompañó el estudio, como programa de cadena de valor de desarrollo de la cadena metalmecánica. El estudio fue realizado por equipos técnicos de las cámaras participantes con apoyo de economistas.
A su vez, en el marco del programa del Grupo Techint se llevó a cabo una misión comercial de clientes metalúrgicos a Vaca Muerta para conocer las oportunidades de negocio. En el encuentro, recorrieron las instalaciones del yacimiento Fortín de Piedra de Tecpetrol, con el objetivo de sumarse como proveedores del sector energético.
También, se concretaron reuniones de negocio con referentes de las empresas del Grupo Techint (Tecpetrol, Techint Ingeniería y Construcciones, Exiros y Tenaris) para analizar las necesidades concretas de abastecimiento y el potencial desarrollo de nuevos productos.
Un estudio realizado por 11 cámaras de empresas metalúrgicas reveló que el sector podría consolidarse en la próxima década como uno de los actores clave para impulsar el crecimiento y desarrollo económico de la Argentina de la mano de cuatro industrias estratégica: Oil&Gas, minería, foresto-industria y energías renovables. En rigor, el trabajo señala que esos cuatro sectores podrían traccionar, en conjunto, inversiones que traccionarían un crecimiento de alrededor de US$ 7.400 millones por año del sector metalúrgico en el país; equivalente al 1% del PBI argentino, con la consecuente creación de miles de empleos en el período 2025-2035.
Frente a este escenario, el estudio elaborado por las empresas metalúrgicas, que se titula “Eliminar impuestos distorsivos para competir en una cancha nivelada” y contó con el acompañamiento del programa Propymes del Grupo Techint, advierte sobre la necesidad de mejorar las condiciones estructurales de competitividad local parar sustituir importaciones y generar productos que puedan escalarse a nivel internacional, expandiendo las exportaciones de bienes con alto valor agregado. “Se necesitan políticas micro, como el recientemente anuncio de un proyecto de Ley de Promoción de Inversiones y Empleo para Pymes. La agenda que viene es la que nos permitirá generar un verdadero entorno competitivo: bajar la carga impositiva, el costo laboral no salarial, potenciar el financiamiento al sector privado y reducir los costos logísticos”, puntualiza el reporte.
Impacto en los sectores productivos
El aporte de la industria metalmecánica -que agrupa a fabricantes de maquinaria agrícola, acoplados, tubos y perfiles, construcciones livianas de acero, línea blanca, electro y gasodomésticos, autopartes y envases de acero- es clave puesto que junto con el sector automotriz generan 11.500 millones de dólares en exportaciones y más de 350.000 empleos directos, lo cual tiene un impacto significativo en la economía del país. Las actividades metalúrgicas integran el complejo industrial más importante de la economía nacional y explican el 5,6% del PBI de la Argentina, según precisaron.
Las empresas indicaron que para la industria del Oil&Gas, la minería, las renovables y la foresto industria se proyectan inversiones cercanas a los US$ 130.000 millones en 10 años. Los desembolsos para Vaca Muerta explican más del 60% del total y en segundo lugar se ubica la industria minera con el 23%. Además, se espera que el valor de producción de estas actividades se expanda en más de US$ 66.000 millones por año, lo cual permitiría traccionar la producción de diversas actividades proveedoras de bienes y servicios. ´
En cuanto al análisis de las estructuras de costos de estos cuatro sectores, surge que el 11,3% del valor de producción esperada está destinado a la adquisición de bienes metalúrgicos: 8,3% en el caso de minería, 9,8% en petróleo y gas, 7,6% en foresto-industria y en el caso de la construcción de un parque eólico alcanza el 56%. Esto es así ya que las diferentes industrias precisan estructuras metálicas, módulos habitacionales, partes y piezas para la operación de maquinarias, equipos eléctricos como motores, transformadores, bombas, válvulas, maquinaria pesada, vehículos y equipos de procesos de diversa índole a fin de desarrollar su actividad. Este es otro de los factores clave que demuestra la sinergia que se puede dar entre los diferentes sectores.
Para la industria del Oil&Gas se proyecta una inversión acumulada a 10 años de US$ 80.000 millones, para la minería de US$30.000 millones, para las renovables de US$ 12.000 millones y para la foresto industria de US$ 7.000 millones.
Carga impositiva
En el estudio también se hizo foco en la carga impositiva que afecta a la industria y se llevó a cabo una comparación con otros países de la región a fin de graficar este escenario. “Hoy los productos metalúrgicos en la Argentina soportan una carga impositiva del 32% promediosobre el costo de fabricación, más del doble que Brasil y México. Además, un tercio de estos impuestos son distorsivos, es decir que se acumulan en la cadena de valor (débitos y créditos, Ingresos brutos, tasas municipales, sellos/otros)”, plantea el informe.
La Argentina se encuentra en las peores posiciones en los ranking mundiales de competitividad. Esto está relacionado a la inestabilidad macroeconómica, la carga impositiva, el costo laboral no salarial, la falta de financiamiento al sector privado y los costos logísticos. “Trabajar primero en estos factores es clave para una secuencia de integración inteligente al mundo”, remarcaron desde las Cámaras.
Las empresas explicaron que más de un tercio de la carga tributaria sobre la actividad metalúrgica son impuestos considerados “distorsivos”, por su menor incidencia en países comparables y su impacto acumulativo en la cadena de valor.
En el informe se toma como ejemplo una sembradora. Sobre el costo de producción de esta maquinaria, el 33% son impuestos. Mientras que en Brasil representan sólo un 15% y en México el 19%. También, el costo de producción de un acoplado en el que el 33% son impuestos.
Otros desafíos
Las Cámaras dieron cuenta de otros de los obstáculos que afectan al sector además de la carga impositiva y que se deberán sortear para lograr el pleno crecimiento. En ese sentido, se refirieron a los costos laborales no salariales y costos logísticos, sumado a la falta de crédito, todos factores que le han quitado dinamismo a un sector privado. El estudio demuestra que el costo laboral en la Argentina es el 67% de la masa salarial. Y que, a pesar de tener índices de siniestralidad similares, la litigiosidad laboral en Argentina es 10 a 20 veces superior al de países comparables.
En línea con el desarrollo de la industria y con las medidas de apertura que quiere impulsar el gobierno, las empresas también advirtieron que a nivel global los países están cuidando al sector. “Las principales economías del mundo están intensificando su estrategia de política industrial con incentivos y financiamiento al sector privado local e incorporando medidas de defensa comercial (dumpings, salvaguardas) especialmente contra China. En este escenario, competir en igualdad de condiciones es imprescindible para generar desarrollo a largo plazo”, aseveraron.
En la última década se multiplicó por 10 la cantidad de medidas de política industrial con afectación al comercio internacional. Estados Unidos ha invertido US$ 739 millones en su política Inflaction reduction Act – además, anunció aumentos arancelarios de hasta el 100%, dirigidos a sectores estratégicos como semiconductores, vehículos eléctricos, baterías, metales básicos, minerales críticos y varios productos médicos.
Por su parte, la Unión Europea desembolsó 95 millones de euros en Horizon Europe y Brasil US$ 60 millones en Nova Industria Brasil. “Hoy apostar por la industria local es una decisión geopolítica y estratégica”, concluyeron desde el sector.
El estudio
El Informe de Competitividad fue realizado por 11 cámaras industriales del sector metalmecánico, la mayoría de ellas nucleadas en Adimra. ProPymes acompañó el estudio, como programa de cadena de valor de desarrollo de la cadena metalmecánica. El estudio fue realizado por equipos técnicos de las cámaras participantes con apoyo de economistas.
A su vez, en el marco del programa del Grupo Techint se llevó a cabo una misión comercial de clientes metalúrgicos a Vaca Muerta para conocer las oportunidades de negocio. En el encuentro, recorrieron las instalaciones del yacimiento Fortín de Piedra de Tecpetrol, con el objetivo de sumarse como proveedores del sector energético.
También, se concretaron reuniones de negocio con referentes de las empresas del Grupo Techint (Tecpetrol, Techint Ingeniería y Construcciones, Exiros y Tenaris) para analizar las necesidades concretas de abastecimiento y el potencial desarrollo de nuevos productos.
La candidata a canciller de Alemania por el partido Alternativa para Alemania (AfD), Alice Weidel, prometió que recuperará el gasoducto Nord Stream para volver a importar gas natural desde Rusia. El partido de extrema derecha, que se encuentra segundo en las encuestas de cara a las elecciones federales de febrero, esta recibiendo un importante respaldo del magnate Elon Musk, quien trabajará para la próxima administración de Donald Trump en los Estados Unidos. La postura de AfD contradice la intención del presidente electo de forzar a Europa a importar más energía desde los EE.UU. bajo la amenaza de aplicar aranceles.
Alternativa para Alemania celebró este fin de semana un congreso para oficializar la candidatura de Weidel y la plataforma electoral para las elecciones que definirán un nuevo parlamento y gobierno, convocadas tras el colapso de la coalición de gobierno conformada por el Partido Socialdemócrata (SPD), Los Verdes y el Partido Democrático Libre (FPD).
Frente a unos 600 delegados, la candidata recitó los lineamientos de la plataforma electoral del partido, de corte identitaria y xenófoba. «Tengo que ser honesta con ustedes: si se va a llamar remigración, entonces eso es lo que será: remigración», dijo Weidel. Fue la primera vez que Weidel utilizó públicamente el concepto de remigración, que se entiende ampliamente como el «retorno» masivo o la deportación de personas de origen migrante.
La plataforma votada por los delegados no incluyó ninguna condena a Rusia por la invasión y guerra en Ucrania, en otra muestra de las inclinaciones pro rusas del partido. Weidel incluso fue más allá y prometió restablecer el gasoducto Nord Stream. «Pondremos nuevamente en funcionamiento el Nord Stream, pueden contar con ello», afirmó. También se manifestó en contra de los parques eólicos y a favor de reactivar las centrales nucleares.
Los sistemas Nord Stream 1 y 2 quedaron operativamente inutilizados tras un sabotaje ejecutado en septiembre de 2022, unos meses después del comienzo del conflicto bélico. La justicia de Alemania investiga actualmente a ciudadanos de nacionalidad ucraniana como posibles participes del sabotaje. Nord Stream 1 llegó a representar el 35% de las importaciones de gas ruso en la Unión Europea, mientras que Nord Stream 2 jamás entró en operación comercial.
El canciller alemán Olaf Scholz convocó a elecciones federales para el 23 de febrero tras la destitución en noviembre del ministro de Finanzas y líder del FPD, Christian Lindner. Scholz y Lindner chocaron por desacuerdos en torno al gasto público y cómo responder al aumento del costo energético de los hogares y especialmente en las industrias. La economía alemana cerraría el 2024 con una caída del PBI por segundo año consecutivo, según las proyecciones del gobierno.
La candidata de AfD, Alice Weidel.
Respaldo de Musk
Las encuestas ubican segunda a Alternativa para Alemania con un 20% de intención de voto, estando por detrás de la CDU/CSU que lidera los sondeos con el 30% de intención de voto. Todos los partidos se manifestaron en contra de formar una coalición de gobierno con AfD, lo que limita al máximo las posibilidades de acceso al poder. Pese a esto, el partido recibió en el último mes el inesperado apoyo público de Elon Musk, desatando críticas en Alemania y otros países europeos por inmiscuirse en las elecciones alemanas.
«Alemania se ha acomodado en la mediocridad. Es hora de cambios audaces y AfD es el único partido que abre este camino”, escribió Musk en un artículo publicado en diciembre en el diario alemán Die Welt. El dueño de la red social X y CEO de la automotriz Tesla reforzó su apoyo al partido de extrema derecha a través de una conversación pública y virtual con Weidel realizada la semana pasada. Musk le pidió a Weidel que comentara sobre la clasificación habitual de la AfD como partido de extrema derecha. La candidata respondió que AfD es un partido «conservador» y «libertario».
La irrupción de Musk en las elecciones alemanas no es un dato menor si se tiene en cuenta su futura participación como asesor en la administración de Trump. El magnate de origen sudafricano estará al frente de DOGE, una comisión de asesores presidenciales para la reforma del gobierno federal y la eliminación de regulaciones. Los gobiernos de Francia, España, Noruega y el Reino Unido criticaron a Musk por utilizar X como plataforma política personal.
Las declaraciones de Weidel a favor del gas ruso van en la dirección contraria a los intereses de EE.UU. Trump dijo que la Unión Europea debe elegir entre importar más gas natural licuado y petróleo de los Estados Unidoso enfrentar la posibilidad de pagar aranceles. La oficina de estadísticas de la U.E., Eurostat, indica que los Estados Unidos suministraron el 47% de las importaciones de GNL y el 17% de las importaciones de petróleo de la Unión Europea en el primer trimestre de 2024.
Weidel esta lejos de ser la única dirigente alemana a favor de restablecer las importaciones desde Rusia. AfD eligió el estado de Sajonia para realizar su congreso. El primer ministro de Sajonia e integrante de la CDU, Michael Kretschmer, también abogó por la reparación de los gasoductos. «Espero que el gobierno federal investigue el ataque contra este gasoducto y no se lo deje a los periodistas. Se está agotando el tiempo en el que ese gasoducto pudiera repararse para futuros suministros. Creo que es un hecho irresponsable», dijo Kretschmer.
El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, explicó por qué desde el distrito aún no le concedieron el libre de deuda a YPF tras el traspaso de sus áreas a Pecom. “Hay una deuda que está vigente en concepto de un canon por cada pozo ubicado en el ejido urbano, y si bien hubo un acuerdo para eximir del pago, el mismo sigue vigente y fue aprobado recientemente en la Ordenanza Tributaria Anual 2025, por lo que corresponde que YPF cancele la deuda acumulada desde 2014”, remarcó.
A su vez, el mandatario aseguró que la empresa de energía del grupo Pérez Companc no tiene impedimentos para iniciar sus operaciones cuando lo considere necesario.
La deuda de YPF
Macharashvili precisó: “Vamos a hacer todo lo que sea necesario para recuperar esta acreencia que corresponde al municipio”. Esto es así ya que esos fondos se pautaron para la realización de obras en la ciudad.
Respecto al traspaso de los activos convencionales, el intendente de Comodoro Rivadavia detalló que “en diciembre se ha certificado que la empresa Enap pagó al municipio más de 600 millones de pesos, que era la parte que le correspondía por el acuerdo transaccional, y hemos entregado esa certificación. Pero lo que está pendiente de pago es el canon, que ha estado vigente todos estos años y que no fue abonado”.
Sobre el inicio de las operaciones en las áreas por parte de Pecom destacó que “nadie puede pensar que porque el municipio reclame lo que le corresponde se pueda poner en riesgo todo el acuerdo. Pecom ha accedido a estas áreas porque quiere volver a ser operador petrolero, con expectativas de crecimiento”.
El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili
Los activos
Pecom adquirió la operación de las áreas Campamento Central–Cañadón Perdido y El Trébol–Escalante en Chubut, por unos US$ 130 millones.
A su vez, en diciembre, la empresa del grupo Pérez Companc cerró un acuerdo con la firma NCY —acrónimo de Nacimos con YPF—, una compañía creada en 2024 por dos empresarios petroleros con presencia en la cuenca del Golfo San Jorge, para poder optimizar la explotación y mejorar la productividad de las áreas.
Neuquén, epicentro de la industria energética en la Argentina, reafirma su papel como motor de innovación con el lanzamiento de Svant, un software diseñado para cuantificar, gestionar y reportar inventarios de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Este desarrollo, 100% neuquino, surge como un spin-off de Proshale, una empresa con amplia trayectoria en servicios para la industria de Oil & Gas.
“En Proshale entendemos que la sustentabilidad es una oportunidad estratégica tanto para nuestros clientes como para nosotros. A través de servicios innovadores vinculados a la gestión de emisiones de GEI, buscamos agregar valor, anticiparnos a las demandas del mercado y contribuir al desafío global de reducir el impacto ambiental”, aseveró Christian Cerne, CEO de Proshale.
Un contexto de regulaciones crecientes
En un mundo donde las regulaciones ambientales evolucionan rápidamente, conocer las emisiones de GEI se volvió esencial. Normativas como el Acuerdo de París, la Ley Nº 27.520 de Presupuestos Mínimos para la Gestión de las Emisiones de Gases de Efecto Invernadero y el Registro Nacional de Huella de Carbono establecen marcos claros para la cuantificación y reporte de emisiones.
En este contexto, contar con soluciones tecnológicas resulta crucial para cumplir con las regulaciones, optimizar procesos operativos y tomar decisiones informadas que promuevan la sustentabilidad.
La tecnología como aliada de la sustentabilidad
Svant permite crear inventarios de emisiones completos y precisos, diseñados para adaptarse a las necesidades específicas de cada organización. La plataforma considera parámetros como fuentes de emisión, factores específicos, categorías personalizadas y regiones, entre otros, que garantizan una gestión de datos ordenada y segura.
Los resultados se presentan a través de gráficos intuitivos y claros, que simplifican la interpretación de los datos y facilitan la comunicación de hallazgos. Además, las herramientas analíticas de Svant proporcionan información esencial para optimizar procesos, monitorear indicadores de desempeño (KPI) y respaldar decisiones estratégicas orientadas a la sustentabilidad.
La esencia de Svant se resume en una idea clara: “Lo que se mide, se puede optimizar.” Al proporcionar datos confiables, impulsa oportunidades para reducir el impacto ambiental y mejorar la eficiencia operativa. Svant es una herramienta clave para la gestión sustentable, según precisaron desde la compañía.
Un paso adelante en un mundo que exige sustentabilidad
Svant está operativo en la Argentina, y ya fue adoptado por empresas líderes del sector Oil & Gas para enfrentar los desafíos ambientales del futuro. Con su capacidad para simplificar procesos y ofrecer resultados concretos, representa un avance tecnológico que impulsa a la industria hacia una gestión más eficiente y responsable de sus emisiones.
La salida de YPF de Santa Cruz dejará como correlato una crisis productiva y laboral con epicentro en el norte de la provincia. Es una herencia no deseada que se engendró, en realidad, bajo responsabilidad de gestiones anteriores que no fueron capaces de incentivar la inversión petrolera en la provincia ni en edificar un proyecto de desarrollo que sea consistente en el tiempo. El gobernador Claudio Vidal tendrá esa desafío de mitigar los daños de esa compleja herencia. Cerca del mandatario patagónico advierten, sin embargo, que “no es momento de buscar culpables, sino de mirar hacia adelante”. “No vamos a olvidar, nos abandonaron y también se miró para otro lado cuando había que exigir inversiones y controlar lo que YPF hacía. Pero hoy tenemos que encontrar soluciones porque la queja sola no resuelve nada”, indicó un colaborador del gobernador patagónico.
El desafío por delante —tanto de la política como del entramado productivo del Golfo San Jorge— es construir un puente entre un enrevesado presente signado por el retiro de su principal inversor petrolero y un futuro posible si se le da continuidad al deriskeo de Palermo Aike, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Austral que podría ser explotada con tecnología no convencional, aunque recién se están dando los primeros pasos en esa dirección.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, tiene el desafío de encarar un complejo proceso de reconversión de la industria petrolera en la provincia.
Período de transición
Con ese norte, será clave lograr una transición planificada, de forma tal de sostener el mayor nivel posible de actividad en el norte de Santa Cruz, mientras se avanza hacia una etapa de captación de nuevas inversiones. “Sobre ese futuro, que debe ser presente cuanto antes, ya estamos trabajando. No nos vamos a quedar esperando, tenemos que garantizar producción, empleo y bienestar para muchas familias santacruceñas”, indicaron las fuentes consultadas.
No será fácil. La readecuación operativa de los yacimiento maduros de Santa Cruz —que YPF transferirá a CGC y otras compañías de menor tamaño como Patagonia Resources, Roch y Crown Point— exige elevar la eficiencia operativa y buscar de un esfuerzo conjunto entre operadoras y trabajadores para mantener la producción. “Las pymes pueden ser parte de la solución. Aunque YPF se retira, Santa Cruz cuenta con empresas locales con recursos técnicos y humanos para asumir el desafío y garantizar la continuidad de la explotación”, se ilusionan desde la provincia.
Plan de acción
Fuentes de la gobernación aseguraron a EconoJournal que, frente a este escenario, el objetivo es posicionar a Santa Cruz como una provincia elegible para nuevas inversiones, promoviendo confianza y estabilidad para nuevos actores. “Esta crisis es consecuencia de decisiones pasadas que no priorizaron el futuro ni la exploración en Santa Cruz. Se miró para otro lado cuando había que exigir inversiones y controlar lo que hacía YPF. Por eso, vamos a ser distintos con quienes decidan acompañar a la provincia, a su riqueza, a invertir para dar empleo. Queremos que tengan éxito y condiciones para que el beneficio sea para las empresas, pero que también incluya a los trabajadores”, aseguraron.
Desde la provincia buscarán operadoras independientes para trabajar en conjunto con las pymes regionales y mitigar el impacto del retiro de YPF. Además, implementarán incentivos específicos para que estas empresas puedan competir, producir y generar empleo.
Junto a legisladores nacionales, la gobernación santacruceña impulsará una Ley para yacimientos maduros. Será una normativa que contemplará beneficios para la importación y exportación, disponibilidad de divisas y amortización acelerada de inversiones, según indicaron. “Aunque este es un momento difícil, creo que estamos ante la oportunidad de transformar el modelo energético y productivo de Santa Cruz, potenciando los recursos locales y construyendo un futuro más sustentable para la provincia”, aseguró un colaborar de Vidal. “El gobernador no buscó esa crisis. La heredó por la mala praxis de gestiones anteriores, tanto públicas como privadas. Pero su compromiso a futuro es claro: garantizar el desarrollo sostenible de la provincia”, agregó.
El gobierno prepara un decreto para avanzar en la regularización de la deuda de alrededor de US$ 1.300 millones que distribuidoras y cooperativas eléctricas tienen con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Se trata del pasivo generado por la energía que las compañías que distribuyen electricidad tomaron a lo largo de 2024 del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), administrado por Cammesa, sobre todo por el primer trimestre del año, pero que no pagaron. Es la energía que la compañía mixta le compra a las generadoras y le vende a las distribuidoras, completando la cadena de pagos.
En el sector están esperando el paraguas legal que habilite la normalización del sistema eléctrico, que comenzó a principios de diciembre con la aprobación del Directorio de Cammesa del acuerdo con las distribuidoras, que incluyó un plan de pagos para las deudoras y un mecanismo de premios para las compañías que cumplieron en tiempo y forma con sus obligaciones. La medida iba a verse reflejada en el articulado del Presupuesto 2025, pero como el gobierno parece haber descartado presentar ese proyecto de Ley en el Congreso, la mejor vía que tiene el Poder Ejecutivo para viabilizar la medida es mediante un decreto presidencial.
Distintas fuentes oficiales y del sector privado confirmaron a EconoJournal que el decreto que firmará el presidente Javier Milei se publicará en los próximos días. Tendrá un apartado específico sobre el mecanismo administrativo para compensar económicamente a través de una nota de crédito por dos transacciones a las distribuidorasque cumplieron con sus obligaciones y le pagaron la energía a Cammesa sin acumular deudas, a diferencia de otras que acumulan un pasivo millonario. La publicación del decreto también podría destrabar la firma de los acuerdos de Cammesa con las empresas deudoras.
En el grupo de distribuidoras y cooperativas que en 2024 pagaron la energía normalmente se encuentran las de Córdoba, Entre Ríos, Jujuy, Mendoza, Misiones, Neuquén, Río Negro, San Juan, San Juan, Santa Cruz, Santiago del Estero y Tucumán. Las principales distribuidoras deudoras son Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y Edelap, Eden, Edes y Edea de la provincia de Buenos Aires. Las seis distribuidoras acumulan el 70% del pasivo del sector con Cammesa.
Acuerdo con Cammesa
En los primeros días de diciembre Cammesa anunció el acuerdo para la normalización del mercado eléctrico, que contempló un plan de pagos integral y tuvo un amplio consenso en el sector. Al frente de las negociaciones estuvo Mario Cairella, actual vicepresidente de la compañía mixta. El acuerdo para todas las distribuidoras y cooperativas eléctricas del país incluyó el otorgamiento de un período de gracia de 12 meses, un plazo de seis años para regularizar la deuda y una tasa del 50% del mercado eléctrico.
Treinta días después del anuncio, y pese a haber tenido el respaldo de todos los actores del sistema -generadoras, transportistas, distribuidoras y grandes usuarios-, ninguna distribuidora firmó el acuerdo de manera formal con Cammesa. Allegados al directorio de la compañía mixta indicaron a EconoJournal: “No entendemos por qué se está retrasando el proceso para comenzar a firmar los acuerdos con las distribuidoras”. Además del decreto, en la administradora esperan un guiño político del área energética del gobierno. De todos modos, insistieron en que, si no llega una señal, comenzarán con la firma del acuerdo a fin de mes.
Nota de crédito
En el acuerdo de diciembre se contempla una compensación para las distribuidoras que pagaron en tiempo y forma durante 2024. En concreto, las compañías que fueron “buenas pagadoras” recibirán una nota de crédito por dos transacciones (dos meses) para que la puedan aplicar como un descuento a futuro de los pagos corrientes. También la podrían destinar a otros rubros.
Esto generó críticas al área energética del gobierno por parte de algunos gobernadores porque entienden que se está premiando económicamente a distribuidoras que pagaron la energía a Cammesa, tal como les corresponde y debería ser normal.
La nota de crédito necesita de la aprobación del Poder Ejecutivo (en este caso será a través de un decreto) porque son fondos que tiene que enviar el Estado y no pueden salir de Cammesa porque la compañía administradora tiene que continuar la cadena de pagos y abonarles la energía a las generadoras.
El dinero correspondiente a la nota de crédito tiene que salir como un aporte del Estado al fondo unificado del sector y se tiene que instrumentar a través de un decreto, explicaron fuentes oficiales, que aclararon también que “no puede salir de Cammesa porque ese dinero le pertenece a las generadoras y transportistas”.
El gobierno de Mendoza aprobó la prórroga hasta el año 2037 y fijó regalías del 12% para las áreas Cerro Mollar Oeste, La Brea y Puesto Rojas ubicadas en Malargüe, que opera PCR desde 2023 a partir de la adquisición de esos activos a la operadora Phoenix Globlal Resources. La compañía de capitales argentinos logró aumentar la producción en esas áreas de 45 m³/día a 140 m³/día gracias a un plan integral de reactivación de pozos, según precisaron. A su vez, a partir de los nuevos estudios sísmicos, la firma pondrá en marcha un plan de exploración y producción para poner en valor posibles acumulaciones de hidrocarburos en nuevas estructuras sin desarrollar.
PCR realizará seis pozos e invertirá 20 millones de dólares. Además, llevará a cabo una actividad contingente de 12 pozos adicionales sujeto a la viabilidad económica, tres pozos por cada descubrimiento comercial. Esto le permitirá incrementar el monto de inversión en otros 24 millones de dólares.
Martín Brandi, CEO de la compañía, aseguró que “los reservorios convencionales todavía tienen mucho potencial para aportar nuevas reservas, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos”.
El ejecutivo remarcó que “PCR seguirá evaluando nuevas estructuras para seguir desarrollando la producción en esa región sur de la provincia de Mendoza que le permite optimizar costos operativos y obtener mayor eficiencia, siempre priorizando la seguridad en sus operaciones y el cuidado del medio ambiente».
Actividad
PCR opera en Mendoza las áreas El Sosneado, La Paloma-Cerro Alquitrán y Llancanello. “Con la extensión de estas concesiones reafirmó así su compromiso con la actividad convencional en la provincia, demostrando que los yacimientos maduros tienen oportunidades para poner en valor sus recursos y convirtiéndose de esta forma en un jugador protagónico en la industria”, aseveraron desde la compañía.
Cuidado del medioambiente
Desde PCR informaron que la compañía se comprometió con la gestión ambiental y social, enfocándose en el saneamiento de los pasivos ambientales heredados en las áreas prorrogadas.
“Este esfuerzo incluye la adecuación de instalaciones, la remediación de suelos y la implementación de prácticas responsables que aseguren la sostenibilidad de las operaciones. También, contribuye al bienestar de las comunidades locales con beneficiarios directos a partir de la contratación de proveedores y servicios locales que brindará certidumbre al desarrollo económico de las áreas de influencias de la compañía, además del cumplimiento de los estándares provinciales y nacionales”, destacaron.
YPF intentará cerrar en las próximos tres semanas el traspaso de titularidad de los yacimientos convencionales que opera en Santa Cruz. La desinversión en esos campos maduros —donde la petrolera bajo control estatal pierde a razón de US$ 300 millones por año como resultado de la falta de competitividad de su estructura operativa, que redunda en altos costos que están por encima de la rentabilidad que ofrece la explotación de esas áreas— es clave para edificar el éxito del Proyecto Andes, la iniciativa con la que la compañía que preside Horacio Marín se propuso desprenderse de unos 55 bloques convencionales de baja rentabilidad para concentrar su capital en el desarrollo de Vaca Muerta.
No se trata, sin embargo, de una negociación sencilla. Al contrario, implica un juego a diferentes bandas con una multiplicidad de actores que durante todo el año pasado tuvo avances y retrocesos. A diferencia de la venta de áreas en otras provincias, donde YPF obtuvo una compensación económica por la cesión de esos campos —tanto en efectivo como en especies expresada en producción de petróleo a futuro—, en Santa Cruz YPF no pretende recibir dinero cambio. Al contrario, tendrá que poner plata de su bolsillo para salir de esas áreas que, por la deficiente gestión de la petrolera durante el gobierno de Alberto Fernández, que fue incapaz de adecuar su estructura de costos a la declinación productiva de los campos maduros, se convirtieron en activos anti-económicos.
En el esquema de salida que está prácticamente acordado con el gobernador Claudio Vidal es central el rol de CGC, la petrolera que conduce Hugo Eurnekian, el principal productor de hidrocarburos en el flanco norte de la provincia. Motorizada más que nada por un movimiento defensivo para evitar que un retiro caótico de YPF derive en una descomposición total que arrastre al resto de los jugadores del sistema petrolero en la provincia, CGC lidera una mesa de negociación que incluye a otros actores privados que tiene interés en los yacimientos.
Horacio Marín, CEO de YPF, que está de viaje en Asia intentando abrir mercados para el GNL argentino, y Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz.
Nuevos operadores
La estrategia prevé que en un solo movimiento, que se materializará a través de un decreto firmado por Vidal, YPF traspasará a CGC todos sus bloques que posee en la provincia agrupados en cinco clúster de campos. Sin embargo, la petrolera de Corporación América sólo conservará la operación de uno de ellos, conformado por Cañadón León y Meseta Escondida. Los cuatro clústers restantes serán transferidos en no más de 60 días a otras compañías. Según la información relevada por EconoJournalde fuentes directamente involucradas con la negociación, Patagonia Resources, una empresa del grupo que lideran los hermanos Juan y Patricio Neuss que es presidida por Walter Forwood, ex gerente general de San Antonio, uno de las principales empresas de servicios del país, y tiene como asesor a Sergio Affronti, ex CEO de YPF, tomará la operación de un segundo clúster conformado por Los Perales, Las Heras y Cañadón La Escondida, tres de los campos con mayor producción de petróleo de la provincia.
El Guadal, otro de los grandes activos de YPF en Santa Cruz, se particionará en dos: Crown Point, una compañía del grupo GST de los accionistas Pablo Peralta y Roberto Domínguez, que en diciembre obtuvo la concesión de Koluel Kaike, un área provincial que cedió PAE, se quedarán con una porción de ese bloque que fue incluido en un tercer clúster, mientras que Roch —la compañía fundada por el empresario Ricardo Chacra— obtendrá la parte restante de Guadal y otras áreas como Cañadón Yatel y Loma de Cui agrupadas en un cuarto grupo de bloques. Entre Crown Point y Roch existe una negociación más amplia que incluye también la venta a manos de la primera de la participación accionaria de la segunda en las áreas Río Cullen, Las Violetas y La Angostura en Tierra del Fuego.
El quinto clúster está integrado por un conjunto de bloques menores como El Cordón y El Destino, entre otras, y serán traspasados a la firma Ingeniería Alpa, que opera El Valle, un pequeño campo de petróleo en Santa Cruz.
“Por una cuestión legal y para facilitar su traspaso posterior, cada clúster de áreas estará concesionado a una sociedad distinta, aunque en un primer momento todos serán propiedad de CGC. La idea, por una cuestión de simplicidad, es que la provincia autorice el traspaso a un sólo actor para lo que luego sea más sencillo que CGC ceda el capital accionario de cada vehículo societario a las otras compañías”, explicó un alto directivo que participa del proceso.
Hugo Eurnekian, presidente de CGC, la compañía que intenta ordenar la salida de YPF de la provincia patagónica.
Implementación delicada
Con el objetivo de empezar a readecuar la estructura operativa de sus campos maduros —que requiere como condición necesaria de una reducción de la dotación de personal asignada a cada yacimiento—, YPF informó a sus contratistas que costeará la indemnización más un plus de un 20% de aquellos operarios que acepten renunciar voluntariamente a su trabajo. Esa opción, que está disponible hasta el 31 de enero, no termina de convencer a algunos proveedores de servicios de YPF, que en los últimos días reclamaron una mejora en la implementación del esquema indemnizatorio. “No está claro si YPF se hará cargo de la indemnización total de los operarios que acepten salir voluntariamente o sólo de una parte. Algunas líneas intermedias están hablando de un crédito económico en el tiempo para que los proveedores financien las indemnizaciones, pero eso es distinto a cubrir toda la indemnización”, indicó un importante empresario de servicios de la cuenca del Golfo San Jorge. En conjunto, se estima que la readecuación de los yacimientos maduros de YPF demandará la salida de unos 2600 trabajadores directos e indirectos. Vidal se resistió durante meses a aceptar la inevitabilidad de esa agenda —una negativa que puso en riesgo el proceso de traspaso de los bloques, tal como publicó este medio a mediados de noviembre—, pero durante diciembre terminó de avalar el achicamiento de la operación petrolera en la cuenca.
Desde la óptica de las empresas que tomarán la operación de las áreas es importante, a su vez, abordar otros aspectos estratégicos del traspaso. Uno de ellos es asegurarse la indemnidad ambiental en los campos que dejará YPF. En concreto, no quieren ser responsables de la remediación de los pasivos ambientales que existen en yacimientos que llevan décadas en explotación. “La indemnidad ambiental, al igual que la laboral, es un aspecto central. No es posible entrar a campos que hoy pierden dinero si, además, hay que invertir millones para corregir pasivos que generó la operación de YPF”, explicaron desde otra empresa.
El ajuste de las regalías que percibe la provincia y la definición de un compromiso razonable de inversión en los campos son otros de los puntos a cerrar. Por eso, algunas fuentes consultadas siguen siendo cautas a la hora de pronosticar cuándo podría concluir la negociación. “Hay días en soy super optimista y creo que estamos cerca. En otros, en cambio, creo que todo puede volver a fojas cero. Hay que esperar”, admitió un alto directivo del sector.
