Superior y Calfrac, dos empresas de servicios especiales de la industria petrolera, tal como se conoce en la jerga a las prestadoras de servicios de mayor complejidad tecnológica, dejaron entrever esta semana que cerrarían sus bases de operación en Chubut. Se sumarían así a una lista de compañías de renombre dentro del negocio hidrocarburífero como Halliburton y Weatherford, entre otras, que en los últimos seis meses levantaron su operación en la cuenca del Golfo San Jorge, que se extiende desde el norte de Santa Cruz hasta las adyacencias de Comodoro Rivadavia.
La salida de YPF —que ya se desprendió de cuatro bloques en Chubut y la semana pasada anunció que tiene todo encaminado para revertir sus concesiones petroleras en Santa Cruz a Fomicruz, la empresa provincial— y la reestructuración de la estrategia de otras grandes petroleras —como Tecpetrol, que está cerca de trasferir el área El Tordillo— pone a la cuenca frente a la necesidad de reconvertirse para forjar un futuro que desde hace más de 100 años está en gran medida vinculado al desarrollo de los hidrocarburos.
Manantiales Berh, el único yacimiento maduro que sigue operando YPF en Chubut.
Un objetivo prioritario, en esa clave, es intentar defender la continuidad del entorno de empresas de servicios que son las que concentran tecnología, herramientas y know howpara poder explotar los campos maduros del Golfo San Jorge. Comodoro Rivadavia edificó a lo largo de décadas un diverso ecosistema con decenas de proveedores —tanto locales como internacionales— instalados fuera de la circunvalación de la ciudad. Ese entramada es un activo y un capital que la región no debería perder sin realizar al menos un control de daños para contener todo lo que se pueda el efecto de la diáspora.
Entorno productivo
“A veces se cree que el desarrollo de una cuenca petrolera depende únicamente de las operadoras y eso es parcialmente cierto porque, en realidad, depende también de la calidad y de las prestaciones tecnológicas que ofrezcan las empresas de servicios presentes en el lugar”, indicó a EconoJournal un alto ejecutivo de una petrolera que sigue con preocupación la salida de empresas de servicios de Chubut y Santa Cruz.
Si la apuesta es que compañías de menor tamaño —como Pecom, Capsa, Crown Point, Roch, Patagonia Energy, Clear e Ingeniería Alpa, entre otras— tomen en los próximos años el lugar que están dejando las grandes petroleras que históricamente desarrollaron la cuenca, una condición necesaria para que eso ocurra es que exista un entorno de proveedores competitivos que puedan aportar equipos de torre y garantizar la oferta de servicios especiales para que los costos de perforación de pozos se mantengan dentro de los parámetros de mercado.
Incluso si en el futuro el Golfo San Jorge aspira a deriskear la producción no convencional de hidrocarburos en la cuenca —como se ilusionan en la gobernación que encabeza Ignacio ‘Nacho’ Torres, que podría hacer un anuncio en esa dirección en las próximas horas—, la presencia de compañías que puedan completar y fracturar hidráulicamente formaciones de roca generadoras es un requisito básico. Sin ese ecosistema competitivo de servicios, los costos de explotación se dispararán.
¿Concentración en pocas manos?
De ahí la preocupación que impera hoy en algunos referentes políticos de la región y en algunas empresas de servicios regionales. La inquietud extendida en varias fuentes relevadas por este medio es que la salida de las principales empresas internacionales de servicios habilite —como efecto no deseado— un proceso de concentración en nuevas empresas localesque con el guiño de la política se queden con contratos con las operadoras que hoy están en manos de proveedores que históricamente apostaron por el crecimiento de la cuenca.
De concretarse, un proceso de concentración de esas características en manos de pocos jugadores terminaría con la atomización y diversidad del entorno de servicios petroleros que siempre fue una fortaleza de Comodoro Rivadavia.
Menos de trabajo
En lo cuantitativo, la descomposición del complejo productivo del Golfo San Jorge se expresa en números que impactan: en Santa Cruz, la salida de YPF ya motivó la desvinculación de manera directa e indirecta de unos 3000 operarios. En total, sumando también a otras compañías, en la provincia se perdieron unos 4000 empleados en los últimos seis meses. En Chubut, la reducción del personal petrolero aún está en fases de definición, pero se estima que entre los que ya se perdieron y los que se perderán en los próximos dos o tres meses se discontinuarán más de 2000 puestos de trabajo.
Empresas de equipos de torre como DLS y San Antonio Internacional (SAI) están en plena negociación con empresas operadoras para instrumentar acuerdos de salida por unos 700 operarios. “La caída de la actividad en campos maduros es una realidad y hay que aceptarla. Lo importante hoy es realizar un control de daños para evitar que las empresas de servicios del Golfo migren en estampida hacia Vaca Muerta o directamente cierren sus operaciones y liquiden sus activos”, expresó el dueño de una compañía proveedora.
NUEVA YORK (enviada especial).- El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó este viernes en Nueva York el plan de inversiones para el período 2025-2029 durante el ‘Investor Day‘ con el objetivo de consolidar su transformación en una compañía líder en la producción no convencional de hidrocarburos.
Marín junto al directorio de YPF llegaron esta mañana al Stock Exchange of New York que ya lucía en su fachada la imagen de Vaca Muerta junto a las banderas de YPF, Argentina, EE.UU. y la leyenda “Delivering the full potencial of Vaca Muerta”.
En una de las sala de exposiciones frente a 90 inversores y analistas financieros el presidente de la compañía inició la presentación destacando el trabajo del equipo de YPF para lograr una transformación que le permitió mejorar su eficiencia y competitividad: “Vamos a ser una petrolera puramente shale con el foco puesto en la eficiencia. La persona que invierte dinero necesita ganar dinero y la industria está trabajando en eso, con el foco puesto en 2030”, aseguró.
Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, en Wall Street.
Guerra comercial
En medio de un contexto que tiene a Wall Street en el blanco de las miradas tras la caída registrada en todas las bolsas del mundo por la aplicación de aranceles por parte del presidente de EE.UU., Donald Trump, Marín intentó minimizar los impactos de la actual crisis financiera que también tuvo coletazos en el Brent: “Cuando tenés más de 60 años, vivís la incertidumbre varias veces en la vida”, relativizó. En este sentido, afirmó que Vaca Muerta es competitiva con un barril de 45 dólares.
Aseguró a los inversores que que la Argentina es competitiva al igual que las formaciones de shale de EE.UU. gracias a sus mismas características geológicas y afirmó que YPF podrá generar 10.000 millones de dólares en exportaciones para 2030, pero que para eso la compañía transformará su negocio para convertirse en una empresa “100% shale”.
YPF anunció que para 2030 proyectan producir 820.000 barriles de petróleo diarios y 174 milllones de metros cúbicos día, alcanzando así los 2,085 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (kboe/d).
Marín detalló que YPF produjo el año pasado 257.000 barriles diarios de petróleo de los cuales 48% es producción shale. En el caso del gas la producción fue de 37,4 millones de metros cúbicos diarios, siendo el 55% shale. La compañía es el mayor operador de Vaca Muerta al concentrar el 55% de la producción de petróleo y el 23% de la de gas.
Fuerte volatilidad
En el contexto de la fuerte volatilidad del precio del crudo generada por la guerra arancelaria que inició EE.UU., el ejecutivo insistió con que “pusimos a esta compañía en una situación que podemos desarrollar Vaca Muerta en un precio de 45 dólares por barril. YPF será una empresa que estará entre las 10 mejores de no convencional en 2030 de todo el mundo”, sostuvo.
“Se que todos ustedes están preocupados hoy con la crisis mundial, con lo que podría pasar con YPF, pero les digo que con todo el trabajo que hicimos en YPF pusimos a este hermoso país en un momento en el que podemos desarrollar toda Vaca Muerta”, insistió.
El titular de YPF también puso el foco en cómo fueron bajando los costos de producción en los últimos años. De hecho, detalló que entre 2016 y 2024 los costos de desarrollo de un pozo de petróleo retrocedieron 41% y el costo asociado con la extracción desde el subsuelo a la superficie (lifting cost) un 60%.
Además, resaltó que el precio de la acción de la compañía se triplicó a lo largo de 2024, en un contexto en el que también la inflación argentina se redujo del 25,5% al 2,4% mensual, mientras que el riesgo país descendió del los 2.500 puntos a los 980. En la misma clave, aseguró que el EBITDA ajustado de la petrolera, estimado en 2024 en los 4.700 millones de dólares, podría alcanzar entre 5.200 y 5.500 millones de dólares para este año, tomando como precio de referencia un barril a 70 dólares. Este viernes cotizaba sobre los 63 dólares.
La apuesta por el GNL
Luego, el CEO de YPF hizo un resumen del ‘Plan 4×4’ que lanzó la compañía a principios del año pasado que está cimentado sobre la focalización en Vaca Muerta, el segmento más rentable del negocio petrolero, y la salida de campos convencionales. “Esto permitirá que muchas empresas pequeñas tengan un lugar, allí donde YPF ya no puede poner el foco, los campos maduros”, aseguró.
Además de incrementar la eficiencia en el upstream y el downstream, el plan de la compañía también contempla desarrollar la exportación de gas natural licuado a través del proyecto Argentina LNG 1, 2 y 3.
Marín brindó detalles acerca del Argentina LNG 3, el proyecto que contempla producir 12 millones de toneladas anuales (MTPA) para 2028/29, y anunció que la semana que viene dará a conocer el nombre de una super major que se asociará con YPF para llevar adelante la iniciativa. Asimismo, señaló que esta etapa también buscará tener entre sus participantes a las petroleras argentinas.
“El día que esté la planta de GNL será mi último día de trabajo. No voy a tener vacaciones hasta ese día. Este es el mundo por el que trabajo 24/7 y no hay otra cosa en la que piense. Hasta cuando me baño pienso en YPF”, graficó. “Poner el foco en eficiencia es difícil para ser mejores que EE.UU., pero tenemos la roca. Tenemos la mejor roca para el LNG, por eso somos competitivos”.
Al final de su presentación, Marín se emocionó al momento de agradecerle al presidente Javier Milei por la oportunidad que le brindó al permitirle conducir la petrolera de bandera: “Gracias por pedirme que solamente genere valor para la compañía. Le quiero agradecer personalmente porque eso no suele ocurrir. Es la tercera vez que me llaman de YPF y siempre me había bajado la política. Eso se lo quiero agradecer personalmente porque es muy difícil que te dejen trabajar libremente en esta querida y amable compañía”, concluyó.
Las industrias deberán comenzar a pagar a partir de mayo un 30% más por la electricidad que consuman en hora pico, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales. La medida alcanzará a los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDIs), aquellos con una demanda mayor o igual a 300 kW.
Grandes usuarios consultados por EconoJournal advirtieron que el encarecimiento de la energía impactará en sus costos y señalaron que la mejor forma de implementar el esquema es hacerlo gradual para que en el próximo invierno no haya un salto grande en el precio del kilovatio.
La Secretaría de Energía tiene avanzada la medida y la implementaría mediante una resolución que se publicaría este mes. La idea del gobierno es que esté vigente en mayo, cuando Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), establezca la programación estacional para el invierno.
En la actualidad, los grandes usuarios pagan el costo promedio de la energía, sin importar la hora del día en la que la consumen. Con el nuevo esquema, el kilovatio por hora para los grandes usuarios, que pueden ser desde grandes industrias electrointensivas hasta algunas pymes, sería más caro durante los picos de consumo.
En la actualidad, el horario pico de un día hábil es entre las 18 y las 23, mientras que la franja del día llamada resto es entre las 5 a las 18 y el valle entre las 23 y las 5.
Con la medida, el gobierno pretende aplanar la curva de demanda energética para evitar colapsos en el sistema eléctrico, que hace años opera estructuralmente al límite por falta de nueva infraestructura.
Una fuente industrial subrayó que «nosotros no tendríamos inconvenientes en pagar más cara la energía en el pico de consumo, sabemos que es un esquema que se aplica en otros países. Pero este año debería hacerse de manera gradual y que impacte a la noche y no a la tarde, porque hay muchas pymes que no pueden cambiar sus procesos productivos para evitar consumir a esa hora».
Fuentes de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (Aguerra) señalaron a EconoJournal que “la señal de diferenciación de precios de la energía es buena. Pero debería ir a la demanda del distribuidor, es decir, la residencial y comercial, que son los que generan volatilidades por la estacionalidad del consumo. Ahí debería ir la señal de precios. Los grandes usuarios somos el 25% de la demanda”.
Agueera agrupa a industrias como Acindar, Aluar, Papel Prensa, Bunge, Cargill, Cementos Avellaneda, Holcim, Siderca, Aeropuertos Argentina 2000, entre otros. “Si el esquema avanza, muchas empresas no van a poder modificar su producción”, agregaron a este medio desde la entidad.
Además, remarcaron que “el nuevo esquema no tendría nada de voluntario porque se están modificando los precios de la energía. Tampoco están claros los beneficios porque si nos aumenta el precio a los grandes usuarios, los tenemos que trasladar automáticamente al producto. Es decir, aumentaría el precio de los productos industriales”.
La medida estará dirigida específicamente a los grandes usuarios de la energía porque son los que tienen medidores que permiten diferenciar el consumo en distintas franjas horarias. Los usuarios residenciales quedarán excluidos de la resolución. Para poder contemplar el consumo de los hogares y pequeños comercios, primero habría que instalar millones de medidores inteligentes para poder, así, determinar no sólo cuánta energía demandan, sino cuándo la consumen.
Señal de precios
Un aspecto relevante del esquema es que se trata de la compra de energía por parte de los grandes usuarios a precio spot. En rigor, es la energía que consumen las industrias y los comercios, pero que no está bajo un contrato, como por ejemplo del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables), porque esa compra de energía ya está contractualizada.
Fuentes oficiales explicaron a EconoJournal que “la idea es hacer un consumo un poco más inteligente, más racional, para aplanar la curva de carga. La diferencia de precio entre pico y valle va a ser importante para que la señal de precios sea clara”.
Una fuente de una generadora de energía indicó este medio que la medida “es positiva” porque podría evitar los picos tan altos de consumo. En el sector de generación interpretan que la diferenciación entre pico y valle actuará como una señal de precios.
“Es para los grandes usuarios que no tengan contratos de energía por el ciento por ciento de su demanda. Quedarían comprando la porción sin contrato en el mercado spot al precio marginal. En el esquema actual todos pagan el costo promedio. El esquema marginalista da señales de precios”, explicó a este medio un generador.
YPF Luz, la compañía de generación eléctrica controlada por el Estado, inauguró su quinto parque renovable en General Levalle, a 380 kilómetros de la ciudad de Córdoba. El nuevo parque cuenta con un total de 25 aerogeneradores. Cada uno tiene una potencia de 6,2 megawatts (MW) y permite alcanzar una capacidad instalada total de 155 MW de energía renovable y eficiente; un 50% más que la media instalada (4 a 4,5 MW) en la mayoría de parque eólicos de Argentina que necesitan de aproximadamente 30 aerogeneradores o más para alcanzar la misma potencia total, según precisaron desde la firma.
La obra requirió de una inversión de más de 250 millones de dólares. La energía que produce el parque se comercializa a cliente industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Alianzas
Para este proyecto, se firmaron nuevos contratos de abastecimiento de energía (conocidos como PPA’s, por sus siglas en inglés) con 40 clientes.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Sentimos un gran orgullo al inaugurar un nuevo parque renovable en la provincia de Córdoba. Este parque demuestra nuestro compromiso con el crecimiento energético de la Argentina, al acompañar a las empresas e industrias del país con un abastecimiento energético confiable y costo-eficiente que les permite descarbonizar operaciones”.
Impacto
Con la inauguración del Parque Eólico General Levalle, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3,4 GW, de los cuales 652 MW corresponden a energía renovable. Durante 2025, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Eólico CASA, en
Olavarría, y el Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, en Mendoza. De esta manera, superará los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.
El acto de inauguración, que se llevó a cabo en las inmediaciones del parque, contó con la presencia del gobernador de la provincia de Córdoba, Martín Llaryora; la intendenta de General Levalle, Laura Rodríguez Paredes; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano. Además, estuvieron presentes clientes de las industrias y empresas que ya operan con energía renovable del parque.
Parque Eólico General Levalle en números
• Inversión: más de US$ 250 millones.
• Factor de capacidad estimado: más del 50 por ciento.
• Capacidad instalada: 155 MW.
• Energía equivalente a las necesidades de más de 190.000 hogares.
• Más de 300 personas empleadas durante la construcción.
• Tecnología de los aerogeneradores: Vestas.
• Potencia máxima de cada aerogenerador: 6,2 MW.
• Palas: 79,35 m (10 metros más altas que el obelisco).
• Área de barrido: 20.612 m2 (equivalente a la superficie de cuatro canchas de fútbol).
• Para la conexión de PEGL a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó una subestación eléctrica y un edificio de control, es decir, instalaciones que permiten conectar la energía del parque al sistema eléctrico.
NUEVA YORK (enviada especial).- YPF, la petrolera bajo control estatal, llevará a cabo este viernes 11 de abril el ‘Investor Day‘ en la Bolsa de Nueva York.
En la jornada que se desarrollará por la mañana dentro de Wall Street, la compañía presentará su plan de inversión para el periodo 2025-2029, en busca de darle continuidad a su Plan 4×4, anunciado el año pasado por su CEO y presidente, Horacio Marín. Se trata de la estrategia que busca transformar a YPF en una compañía “shale de clase mundial” mediante la puesta en valor de Vaca Muerta, la formación no convencional de hidrocarburos de la cuenca Neuquina. El evento contará con una cobertura exclusiva de EconoJournal.
Apuesta
El objetivo de este plan impulsado por Marín consiste en batir récords en la producción de petróleo y gas para que la Argentina se convierta en un país exportador de hidrocarburos para el año 2030.
La firma apunta a consolidar tanto su producción como sus reservas en las próximas dos décadas. Es por esto que mañana expondrá su plan ante los accionistas para dar cuenta de la reconversión que estuvo atravesando en los últimos meses al focalizar su actividad en la producción no convencional y desprenderse de los yacimientos maduros que poseía en distintos puntos del país, bajo el paraguas del Plan Andes.
Posterior a la exposición, Marín acompañado por los principales integrantes del management de YPF participará de la tradicional ceremonia de cierre del mercado “Ring The Bell Ceremony” (toque de campana).
La provincia de Neuquén aprobó la creación del “Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero”, una herramienta que obligará a las empresas petroleras que operan en la Cuenca Neuquina a informar las emisiones de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso y contar con un registro de lo que emiten. A posteriori, buscarán lograr el armado de una legislación específica sobre el tema.
La nueva norma aprobada bajo la resolución 285/25 fija un período de prueba piloto de 12 meses que le permitirá al gobierno de Neuquén establecer una línea base que contenga la cantidad y el tipo de emisiones producida por cada empresa. Este primer reporte se generará, en principio, a través de un cuestionario que la Secretaría de Ambiente brindará a cada compañía.
El Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero para el sector era una propuesta que la gestión de Rolando Figueroa trabajaba hace tiempo, sin embargo, la dificultad para acceder a datos homogéneos relentizó los planes de la provincia que finalmente diseñó el programa de forma articulada con la industria a través del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).
En paralelo, el bloque de diputados del Movimiento Popular Neuquino había trabajado en un proyecto que apuntaba a la creación de un mercado de bonos de carbono que finalmente no prosperó.
Hasta ahora, las empresas no estaban obligadas a brindar esta información que se había trabajado durante el 2024 de forma voluntaria y a través de los reportes de sustentabilidad de cada una. En esta recopilación hecha desde la cartera de Ambiente, se detectó que los tipos y formas de mediciones eran dispares entre cada compañía, lo que impedía armar un registro homogéneo.
Objetivos
El martes pasado el Boletín Oficial de Neuquén oficializó la resolución 285/25 de la Secretaría de Ambiente que lidera Leticia Esteves y que establece las funciones del nuevo programa con el fin detectar, cuantificar, controlar, y verificar la reducción las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en las actividades de exploración, explotación, transporte, almacenamiento, procesamiento, e industrialización de hidrocarburos en la provincia.
El objetivo principal de la norma es el de reducir el impacto ambiental asociado a la actividad hidrocarburífera como así también “contribuir a los compromisos provinciales y nacionales en materia de cambio climático”. El programa funcionará bajo la órbita de la Subsecretaría de Cambio Climático que depende de Santiago Nogueira.
Durante el Vaca Muerta Insights que organiza EconoJournal junto a LMNeuquén y Más Energía, Esteves había adelantado que la agenda de Ambiente este año apuntaría a contar con una línea de base acerca de las emisiones de gases en Vaca Muerta que les permitiera el año próximo avanzar en “exigencias por parte de la provincia”.
“Las emisiones son un gran tema. El programa de emisiones lo estamos construyendo junto a la industria porque entendíamos que no podíamos sacar una normativa y pedir que se reporte sin entender cómo es la realidad de cada empresa, que muchas estan avanzadas otras vienen demoradas”, había dicho.
El programa había sido creado el 29 de febrero. Sin embargo, fue publicado el pasado 1 de abril debido a que necesitaba ser refrendado por el ministro de Energía, Gustavo Medele, ya que parte de la resolución hace referencia a la Ley 2175 conocida como “ley de venteo”, cuya autoridad de aplicación es ese ministerio.
Visto bueno
El programa neuquino tuvo el visto bueno de las autoridades de Nación que reportan al secretario de Coordinación de Minería y Energía, Daniel González.
Además de elaborar un registro, desde Ambiente apuntan a desarrollar nuevos marcos regulatorios que impulsen la mitigación de emisiones de gases GEI e «incentivar la adopción de mejores prácticas operativas, tecnologías y estándares internacionales para la gestión de emisiones de GEI, priorizando la mitigación de las emisiones de metano». Los resultados del programa serán de alcance público.
El año pasado, Chubut presentó en la Cámara de Diputados un proyecto propio para regular las emisiones por parte de la industria petrolera, alegando que representan un 83% del total. Sin embargo, la norma en este caso solo apunta a regular las emisiones de metano, que si bien son los más contaminantes, deja afuera otros gases de efecto invernadero.
Bentia Energy, la operadora petrolera creada por el ex ministro de Energía Javier Iguacel, pone en marcha su plan para encarar en simultáneo el desafío de cuatro áreas convencionales en Neuquén con una inversión de US$ 45 millones, y a la vez comenzar, ahí mismo, la exploración de Vaca Muerta que de resultar exitosa le debería permitir en menos de dos años definir un nuevo plan de inversión y producción.
El Gobierno de Neuquén aprobó recientemente la cesión del clúster Neuquén Norte a la UTE conformada por Bentia Energy (70%) e Ingeniería SIMA (30%), luego del retiro YPF. Así, las áreas Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz, Las Manadas y Señal Cerro Bayo marcan el ingreso operativo de Bentia en la provincia.
Bentia fue fundada por Iguacel, Lucas Logaldo y Lisandro Garmendia con la visión enfocada en la reactivación de campos maduros como operador de un consorcio con SIMA Investment, subsidiaria de Ingeniería SIMA liderada por Diego Manfio y especializada en mantenimiento e infraestructura, y TB Cargo dedicada a logística, insumos y servicios.
La propuesta de trabajo para las cuatro áreas cuenta con tres fases bien diferenciadas. Iguacel, en diálogo con Econojournal, explicó que “la primera etapa es de eficiencia operativa y ahorro de costos que implica cambios en la manera de producir, desde cómo manejar la compresión, de poner disponibilidad del gas que hoy se está reinsertando para abastecer a Rincón de los Sauces o para generar energía eléctrica adicional al sistema hasta sumar tecnología y cambiar la modalidad de trabajo a nivel de yacimiento”.
La segunda fase es la de inversión en el convencional, donde los socios delinearon un plan para hacer reparaciones y reactivaciones de pozos que con la nueva modalidad de trabajo y reducción de costos deberían pasar a ser viables económicamente. “El trabajo inicial va a permitir vencer la curva de declino del campo de convencionales y mantener por un tiempo más o menos prolongado una producción estable”, aseguró.
“Después se pasará a la perforación con algunos pozos exploratorios convencionales, sobre todo en la zona de Volcán Auca Mahuida y en Las Manadas que es una zona de reserva difícil pero que permitirían producir en un flanco que tiene su dificultad geológica”, explicó el ex ministro al detallar que el proceso demandará una inversión de US$ 45 millones con 24 pozos de reparación, 11 nuevos pozos y otros cuatro exploratorios, en los tres próximos años.
La tercera ya excede el convencional y enfoca en la exploración de Vaca Muerta, con la particularidad de que hay segura presencia no convencional pero con una complejidad que la formación no registra en otras zonas, al menos inicialmente, por la presencia de fallas que para algunos puede dificultar el aprovechamiento del recurso.
“Con tecnología y con mucho trabajo de geología creemos que se puede desarrollar -agregó-, y con los estudios de análisis de la sísmica volver a armar los modelos y a partir de ahí entrar de lleno en la fase tres para hacer algunos pilotos como para probar esta idea y buscar romper otro paradigma respecto de las fallas que esperamos encontrar, tal como hicieron Phoenix hacia el borde de cuenca o Vista en Bajada del Palo Este, Tecpetrol al sur o Capex que extienden los límites hacia donde se pensaba hace años que no iban a poder ser productivas y hoy lo son”
Ese trabajo inicial en Vaca Muerta debería demandar entre uno y dos años, por eso se solapa con la ejecución del trabajo convencional, de reparaciones y perforaciones. En un contexto de fuerte baja de precios internacionales del crudo, Iguacel expuso la necesidad de avanzar con “eficiencia operativa para tener continuidad en el convencional y poder producir y generar nuevas inversiones con un barril de 55 a 60 dólares. Después el desarrollo de Vaca Muerta puede ir más rápido o más lento en función de la señal de precios con un desarrollo que se puede ralentizar, pero que se va a dar”.
En cuanto a los niveles de producción Bentia recibe los cuatro bloques del cluster Norte con unos 2.500 barriles equivalentes al día, algo que con las reparaciones y las primeras perforaciones podría escalara a los 3.500 barriles, a lo que se podrá sumar el eventual aporte por decena de miles resultado de una exploración exitosa en el no convencional.
En estos bloques, Iguacel reconoció que “YPF hizo un trabajo a conciencia en cuanto a integridad de instalaciones y un muy buen manejo medioambiental, sin grandes pasivos a pesar de que hay pozos abandonados que forman del acuerdo con la provincia y que son parte de un programa de abandonos que arranca el año uno. No vamos a esperar hasta el final, que es lo que históricamente se hizo, y eso es un cambio de paradigma que también demoró un poco toda la discusión”.
Por el contrario, sí advirtió que “hay casos de tecnología muy antigua como la de compresión o en exceso con máquinas que no se necesitan y por las cuales se paga mantenimiento. Ahí es donde es necesario incorporar mucha más flexibilidad a la hora de intervenir los pozos en estas áreas”.
En ese sentido Bentia buscará la agilidad con un proveedor local de servicios de pozos, mientras que la parte de operación y mantenimiento se concentrará en el socio Sima, en funciones que antes estaban dispersas en ocho contratistas, lo que se espera genere más sinergia y ayudar en el uso de tecnología de telesupervisión y telemedición que ya estaba instalada pero no se utilizaba en toda su dimensión.
“Contrastan mucho estos campos convencionales con lo que hizo el YPF en inteligencia artificial y control de todo Vaca Muerta -ejemplificó-, donde obviamente puso todo su su energía, pero que en estos campos no se ve porque la rentabilidad o el volumen de negocio no le rendía, pero que a nivel de convencional se puede hacer porque están los datos, están los registros y hay que poner un poco de desarrollo”.
Bentia también espera la aprobación para su ingreso a la concesión del Cluster Neuquén Sur, que forma parte del Plan Andes de YPF, también en producción de petróleo y gas y cuya definición se demoró un poco más por la extensión en las negociaciones de la que participaron otros oferentes. Se trata de tres bloques convencionales en la zona de Plaza Huincul que terminarán de conformar el 100% de la cartera de la nueva compañía.
“En el sur este también tenemos planes similares en la misma lógica eficiencia operativa. Primero enfocados en el desarrollo convencional, con la necesidad de ir muy rápido a reactivar pozos, porque hace bastante que no se hace mantenimiento y hay muchos pozos parados que hay que poner rápido en producción”, explicó. Pero a diferencia del Clúster Norte, el plan de desarrollo de los campos incluye aplicar tecnología de Vaca Muerta al convencional con pozos horizontales de larga extensión.
El informe mensual, confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante febrero de 2025 las exportaciones aumentaron un 65% respecto del mes anterior.En cuanto a la variación interanual, se observó un incremento aún más marcado del 108%, impulsado por subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. Por su parte, en el acumulado del año, se registró una suba del 90% en comparación con el mismo período del año anterior.
Los datos relevados por la Cámara resaltan que la producción del sector en febrero mostró una baja del 9% respecto a enero de 2025, afectada principalmente por paradas estacionales y un menor nivel de actividad. Sin embargo, en términos de variación interanual, la producción presentó una caída más significativa del 14%. A pesar de estos descensos, el acumulado del año arrojó un resultado levemente positivo, con un crecimiento del 4 por ciento.
Por otra parte, el Informe de la CIQyP® indicó que las ventas locales continuaron en descenso, con caídas en las tres variables analizadas: en la mensual, en la interanual y en el acumulado.
El reporte confeccionado por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) correspondiente a febrero de 2025 evidenció el buen desempeño de las exportaciones, que registraron un crecimiento del 49% respecto al mes anterior, un incremento del 56% en la comparación interanual y una suba acumulada del 55% en lo que va del año. En contraste, la producción mostró una caída del 2% mensual, un descenso interanual del 1% y una baja acumulada también del 1%. Por su parte, las ventas locales retrocedieron un 3% respecto a enero, cayeron un 7% en la comparación con febrero de 2024 y acumularon una disminución del 9 por ciento.
Balanza comercial
Durante febrero de 2025, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 21,47% menor al mismo mes del año anterior, con variación negativa del 2% en las importaciones y positiva del 26,13% en las exportaciones.
Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta presentó que durante febrero de 2025 tuvo un uso promedio del 66% para los productos básicos e intermedios y del 81% 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 febrero 2025, fueron de 278 millones de dólares, acumulando un total de US$ 534 millones en el primer bimestre del año.
“A pesar de caídas interanuales/intermensuales de producción y ventas internas siguiendo la tendencia del mercado industrial en general, el aumento de exportaciones, con mucho esfuerzo de las empresas, demuestra la competitividad del sector que permite recuperar actividad. Sin embargo, reiteramos el pedido a las autoridades nacionales de la eliminación de los aranceles de exportación a Materias de Origen Industrial (MOI) para que permita mejorar y aumentar sensiblemente esta alternativa”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
Fundación Potenciar surgió enagosto de 2006. Comenzó como una iniciativa de Francisco Rimmele, CEO de Clusterciar – un grupo de organizaciones neuquinas especializadas que brindan soluciones integrales para los sectores de energía, minería e industria – con el objetivo de involucrarse en el desarrollo de las personas a través de acciones que permitan canalizar la responsabilidad social de las empresas.
La Fundación comenzó a dar sus primeros pasos con un enfoque educativo y social, lo que luego se tradujo en dos proyectos destinados a la formación profesional. Uno de ellos fue el proyecto educativo Potenciar Educación Superior, reconocido como institución de educación terciaria por el Consejo Provincial de Educación de Neuquén. Se trata de una iniciativa que surgió con la propuesta de generar carreras nuevas que no existían hasta ese momento en la región. Luego se desarrolló el Programa Potenciar Valores (PPV), en el que se trabaja con niños y jóvenes de entre 12 y 17 años en ámbitos en el que se nuclean chicos motivados por alguna disciplina deportiva.
Es así que desde la Fundación siguieron apostando por la educación analizando las necesidades locales del Alto Valle – franja entre Neuquén y Río Negro- y evaluaron la posibilidad de crear un colegio técnico orientado a las necesidades de la industria. Fue así como surgió el Instituto Técnico Potenciar (ITP) que hoy cuenta con tres especialidades: Técnico en Tecnología de los Alimentos; Técnico Químico y Técnico en Energías Renovables.
En diálogo con EconoJournal, Francisco Rimmele, vicepresidente de la Fundación, contó: “Quisimos involucrarnos en la educación porque analizamos el escenario y nos dimos cuenta de que íbamos a tener problemas en el futuro respecto a la industria y el capital humano. Por eso, evaluamos formas de solucionarlo. Uno era diseñar una institución que pudiera abastecerse de nuestros docentes y que ellos capacitaran a personas para que salgan al mercado. La otra opción era armar un esquema interno de retroalimentación que nos permitiera abastecernos de recursos con todos los riesgos que eso implicaba. Esas fueron las dos cuestiones que movilizaron la creación de la Fundación”.
A su vez, agregó que: “Sabíamos que, si nosotros en algún momento no necesitábamos mucho recurso humano, la industria sí lo iba a requerir. Por eso, la Fundación, con sus instituciones, cumple el rol de contribuir al mercado de manera explícita y directa”.
Taller del colegio secundario Instituto Técnico Potenciar (ITP) en Cipolletti
Formación académica
Andrea Segovia, presidenta de la Fundación Potenciar, detalló que en 2008 se creó el terciario, que lleva el nombre Potenciar Educación Superior y que en 2010 comenzó a funcionar con tres tecnicaturas que estaban vinculadas a las necesidades que había por parte de las empresas del clúster.
“En la actualidad, cuenta con 14 tecnicaturas del área técnica, administrativa y de las Tecnologías de la Información y la Comunicación (TIC). Posee 360 alumnos regulares en la ciudad de Neuquén”, explicó Segovia.
Impacto social
La presidenta de la Fundación comentó que, con el objetivo de impulsar el desarrollo profesional, en 2019, el Club Cipolletti y Fundación Potenciar crearon un colegio para que los niños puedan aprender y formarse en valores a través del estudio, los deportes y la tecnología. Se trata del Instituto Potenciar Albinegro (IPA) que tiene como pilares principales la enseñanza transversal del idioma inglés como lengua extranjera y de las TIC como herramientas pedagógicas, taller en valores, deportes, arte y expresión corporal.
Con este antecedente, nació la idea de impulsar un colegio técnico. “En función de las necesidades locales de Alto Valle en cuanto a formación pensamos en desarrollar un colegio técnico con especialidades que no había hasta ese momento y creamos el Instituto Técnico Potenciar (ITP)”.
La institución se presenta como un lugar clave para lograr la vinculación con el mundo laboral gracias al relacionamiento que tiene Fundación Potenciar con las empresas de la industria, desde el área de Extensión. Esto es así porque además la Fundación cuenta con el apoyo de empresas multinacionales, nacionales y también con casas de altos estudioscomo UADE, Universidad de Quilmes, Universidad de Belgrano, UTN, Universidad de Morón, UCA Bs. As. y Universidad de Flores para la incumbencia de títulos superiores.
Articulación con la industria
Segovia indicó que en la actualidad la Fundación tiene una articulación con Fundación Pampa puesto que tienen becados y desde la Fundación Potenciar realizan un seguimiento para que los jóvenes puedan lograr su objetivo.
Además, comentó que con otras compañías como Shell han trabajado en conjunto a lo que refiere al desarrollo comunitario ya que impulsaron una campaña solidaria para brindar ayuda a la comunidad de Bahía Blanca tras el desastre ambiental y Shell decidió sumarse. “Esto nos llena de orgullo porque las empresas nos buscan a nosotros”, expresó la presidenta de la Fundación Potenciar.
Cubrir las necesidades de la industria
Respecto a la demanda de la industria del Oil & Gas y el aporte que puede hacer la Fundación a través de sus distintas instituciones, Segovia precisó: “Todos los colegios son ABP, es decir, de aprendizaje basado en proyecto. Algo innovador”.
“Lo más importante es acompañar a los chicos con el potencial que ellos tienen. Abrimos una institución en cinco saltos en una comunidad en la que no hay colegios, pero la demanda educativa es enorme”, expuso la presidenta de la Fundación.
Así surgió el nuevo proyecto entre Fundación Potenciar y la Asociación Civil Circulo italiano de la ciudad de Cinco Saltos, bajo el nombre de “Instituto Potenciar Italiano”, vinculando así a las dos instituciones sin fines de lucro.
Este nuevo proyecto educativo está construido con una visión integradora de la escolarización de los niños y preadolescentes. Se trata de un colegio bicultural y trilingüe. Para el ciclo 2025 se realizó la apertura del Nivel Inicial, Sala de cuatro y cinco años y primer ciclo de la Enseñanza Primaria, 1ro-2do y 3er grado.
“La idea es que estos chicos que egresen concluyan todos a la secundaria, al Instituto Técnico Potencial, para que se puedan seguir formando e insertarse en el mercado”, planteó Segovia.
“Lo primero que debe entenderse, a la hora de repensar la matriz productiva nacional, es que en la Argentina ninguna actividad económica sobra”, así lo expuso Flavia Royon, durante su participación en el tercer episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía. “Al representar un problema estructural, el faltante de dólares que padece el país obliga a diseñar un fuerte programa de desarrollo exportador de alto impacto en todos los sectores, incluida la minería, que suele ser un rubro olvidado”, reflexionó.
Si bien es cierto que hoy la industria minera se encuentra en franca expansión, indicó, sus actuales exportaciones sólo suman unos 4.000 millones de dólares anuales. “Todavía estamos muy lejos de los US$ 43.000 millones que exporta Perú o de los US$ 57.000 millones de Chile. La curva de crecimiento es demasiado lenta”, describió.
Flavia Royon, ex secretaria de Energía.
Más allá de las inversiones anunciadas para seguir ampliando la capacidad de producción de litio en el Noroeste Argentino (NOA) y de los proyectos de cobre de clase mundial que se desarrollarán con epicentro en San Juan, advirtió, el principal recurso minero exportado por el país sigue siendo el oro. “Se trata de un segmento que está en declive, sobre todo en Santa Cruz. El último proyecto aurífero que se construyó fue Lindero, en Salta”, graficó.
El escenario sectorial, generalizó, invita al optimismo, pero quedan varios desafíos por resolver, especialmente desde lo ambiental y lo legal. “Si bien el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) está vigente, después de varios meses todavía no tenemos ningún gran proyecto de cobre adentro. No será menor despejar dudas sobre la Ley de Glaciares”, señaló.
Un emprendimiento cuprífero como Taca Taca, ejemplificó, sigue esperando por la aprobación de su estudio de impacto ambiental. “El RIGI ofrece todas las condiciones que los proyectos requieren para factibilizarse, pero el tiempo corre. Los argentinos no nos podemos perder la oportunidad que nos brinda el mundo en relación con los precios de los minerales”, sentenció.
Gigante dormido
En concreto, acotó Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, en estos momentos hay más de una decena de proyectos presentados en el marco del RIGI, de los cuales por ahora sólo dos resultaron formalmente aprobados. “Hay que tener en cuenta que se necesita una estructura muy importante dentro del Estado para realizar el trabajo técnico y burocrático que antecede a las aprobaciones formales de las iniciativas postuladas”, remarcó.
Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú
La minería todavía se halla rezagada, a criterio de Royon, en la discusión sobre cómo explotar los recursos naturales del país. “Su entramado legal es distinto al de los hidrocarburos. Tal lo planteé más de una vez, habría que repensar el Código Minero. Tenemos proyectos que llevan más de 50 años dormidos”, cuestionó.
Con este marco normativo, intervino Carbajales, las empresas provinciales se encuentran en un atolladero, al no saber exactamente cómo participar de las rentas. “Sería interesante emular lo que sucede con los hidrocarburos y llevar a cabo licitaciones estratégicas, donde el Estado pueda reservarse una mayor participación dentro del negocio”, sugirió.
Potestad provincial
De todos modos, opinó Royon, no hace falta un organismo supra-provincial que rija sobre la cuestión ambiental. “De hecho, el Código Minero fue pionero en la incorporación del cuidado del medio ambiente. Y las provincias funcionan bien como autoridad de regulación en el tema. Los problemas aparecen, en realidad, cuando surgen las intervenciones desde arriba”, aseguró.
Frente a la judicialización en la Corte Suprema de la Ley de Glaciares, subrayó, la resolución debería remitirse a la Constitución Nacional y al marco jurídico argentino. “La autoridad de aplicación son las provincias. Es un error creer que cuando los gobiernos provinciales aprueban la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de un proyecto determinado no contemplan la cuestión de los glaciales”, afirmó.
La Ley de Glaciares, desde su óptica, puede volver a discutirse o reglamentarse de una vez. “La pregunta es hasta qué punto seguirán dilatándose los tiempos. Los inversores necesitan seguridades más allá de la evolución de la macroeconomía. Y lo que le interesa al país y a las provincias es que los recursos mineros se pongan en producción y generen riqueza”, enfatizó.
Licencia social
Esta indefinición normativa, expuso Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra, configura un gran déficit del sistema político argentino. “Hay dos o tres puntos en los que la política se tendría que poner de acuerdo. Y éste es uno de ellos”, sostuvo.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra
El gran problema, comentó Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear, es qué sucede con la sociedad civil. “El sistema político muchas veces se rehúsa a ordenar la agenda social. En ese sentido, a mí la Ley de Glaciares me parece una mala ley, ya que resulta antiproductiva. Hay que cuidar los recursos naturales, pero eso no significa impedir la producción y perjudicar la generación de empleo”, criticó.
Lo que se percibe de Mendoza hacia el norte, prosiguió, es que claramente hay mayor licencia social para la minería que en el sur del país. “El subsuelo de la Patagonia es riquísimo, y sin embargo hay muy poca actividad minera”, se lamentó.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
En palabras de Royon, se trata de una discusión que conviene dar con premura, informando con propiedad y revirtiendo una visión demasiado centrista del desarrollo nacional. “Claramente es más fácil hacer política izando la bandera antiminera en lugar de hacerlo con la bandera desarrollista. Pero la minería es perfectamente compatible con el medio ambiente”, concluyó.
Lo que no concluyó, no obstante, fue el debate sobre las mejores políticas de industrialización a implementar. Para conocer de qué manera continuó, pueden visitar este enlace.
El precio del Brent continúa este miércoles con su racha bajista y perforó los 60 dólares por barril de petróleo crudo. La guerra de aranceles desatada la semana pasada por el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, escaló en las últimas 24 horas por la perspectiva de un conflicto comercial extenso con China.
El Brent cotizaba a media mañana del miércoles a US$ 58por barril, marcando su precio más bajo desde enero de 2021. La Casa Blanca viene festejando la trayectoria bajista del crudo ya que sintoniza con el mandato del presidente Trump de bajar los costos energéticos, aunque el tema comienza a alertar a las petroleras en EE.UU. y en otros países que tienen costos de explotación por encima de los precios actuales.
La consultora noruega Rystad Energy predijo riesgos significativos para los operadores estadounidenses en el actual entorno de precios, que podrían verse obligados a reducir su ritmo de crecimiento de la producción.
«La realidad corporativa para las empresas que cotizan en bolsa implica que un crecimiento ya modesto podría verse en riesgo si los precios se mantienen cerca de los 60 dólares por barril. Rystad estima que el nuevo costo total de equilibrio para muchas empresas petroleras estadounidenses supera los 62 dólares, lo que incluye tasas de rendimiento mínimas más altas, pago de dividendos y costos del servicio de la deuda», afirmó la consultora en una nota.
Tensiones con China en ascenso
El arancel general del 10% anunciado por Trump comenzó a regir el fin de semana y este miércoles entraron en vigencia aranceles más altos contra decenas de países. Si bien el petróleo y el gas natural quedaron exentos, los precios de la energía están respondiendo a un escenario de creciente incertidumbre en torno a la actividad económica global. Un driver de las últimas horas es la escalada comercial entre EE.UU. y China.
Trump habia dispuesto un arancel de 34% sobre las importaciones provenientes de China. En respuesta, el gigante asiático anunció el viernes un arancel similar a todos los productos estadounidenses a partir del 10 de abril. En la jornada del martes también resaltó que respondería a cualquier nuevo aumento de aranceles por parte de EE.UU., después de que el presidente Trump amenazara con imponer un arancel adicional del 50% a las importaciones procedentes de China.
Rystad estimó que las represalias de China «reducen las posibilidades de un acuerdo rápido entre las dos mayores economías del mundo, lo que genera crecientes temores de recesión económica en todo el mundo».
Las ciudades están experimentando un crecimiento sostenido. Según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), la población en la Argentina ha aumentado un 14% intercensal (2010-2022), lo que conlleva una expansión constante de la infraestructura en general y subterránea en particular.
Este crecimiento implica un despliegue masivo de servicios esenciales con redes de agua, electricidad, gas y comunicaciones que se entrelazan bajo nuestras calles. Y cualquier obra que se realice sobre ellas debe ejecutarse con conocimiento del terreno. Es por ello que conocer la ubicación de la red de cualquier servicio antes de realizar una obra no solo es oportuna, sino esencial.
Si hablamos de gas natural en particular, la realidad es que la mayoría de los incidentes que involucran cañerías son el resultado de una planificación deficiente. La falta de conocimiento sobre la ubicación precisa de la red subterránea de gas puede tener consecuencias devastadoras, desde interrupciones en el servicio hasta accidentes fatales.
Prevención de riesgos
Desde Naturgy tenemos un mensaje que entendemos debe difundirse por todas las vías posibles: antes de excavar, es obligatorio solicitar los planos a la empresa distribuidora. Esta medida —lejos de ser un mero trámite burocrático— es un acto de responsabilidad que puede salvar vidas y evitar daños materiales significativos.
Es crucial que tanto particulares como empresas tomen conciencia de los peligros que conllevan las excavaciones sin la debida precaución. No se trata solo de grandes obras de construcción; incluso tareas aparentemente sencillas como la reparación de una vereda, la instalación de un cesto de basura, o la conexión cloacal domiciliaria pueden desencadenar un accidente si no se toman las medidas preventivas adecuadas.
Además de solicitar los planos, es fundamental realizar un relevamiento del terreno con herramientas manuales y notificar a la distribuidora de gas sobre el inicio de la obra. Estas acciones demuestran un compromiso con la seguridad y minimizan los riesgos. La seguridad en las obras es una tarea que debemos incorporar todos.
La variedad de actividades que requieren excavaciones, desde la construcción de zanjas hasta la plantación de árboles, subraya la necesidad de una cultura de prevención arraigada en todos los niveles.
El Plan de Prevención de Daños de Naturgy Argentina es una herramienta invaluable para quienes realizan trabajos de movimiento de suelos. Su acceso y aplicación deben ser obligatorios en cualquier proyecto. La prevención de accidentes con la red de gas subterránea es una responsabilidad compartida que requiere el compromiso de todos: empresas, trabajadores y ciudadanos.
El físico y economista Demian Reidel será oficializado a la brevedad como nuevo presidente de Nucleoeléctrica, la empresa operadora de las centrales nucleares, según pudo saber EconoJournal. El jefe del Consejo de Asesores del presidente Javier Milei y responsable de elaborar un nuevo Plan Nuclear liderará un nuevo directorio que incluirá al presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle, que mantendrá el cargo y a la vez asumirá como vicepresidente de la empresa. También asumirá como director el titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, Diego Chaher.
El nuevo directorio será el tercero designado en la presidencia Milei. También supone un retroceso del asesor presidencial Santiago Caputo sobre el control que supo construir en los directorios de las empresas del área nuclear. Desde la presidencia de Nucleoeléctrica, Reidel buscará cimentar su propuesta de construir cuatro reactores modulares de 300 MW de diseño nacional en el complejo nuclear Atucha. Por otro lado, la designación de Chaher supone que se buscará avanzar con la apertura de la empresa al capital privado, finalmente habilitada en la Ley de Bases.
Además de Reidel, Guido Lavalle y Chaher, el directorio de cinco miembros se completará con el doctor en ingeniería nuclear, Axel Larreteguy, y el ingeniero nuclear Marco Campolonghi. A excepción de Chaher, un abogado sin relación con el sector nuclear, el resto son egresados del Instituto Balseiro.
La designación de Guido Lavalle generó sorpresa en algunas fuentes consultadas. La CNEA tiene una silla permanente en el directorio de Nucleoeléctrica, pero sería la primera vez que un presidente de la institución es a la vez vicepresidente en la empresa. “Esa designación no es irrelevante, porque por supuesto que Reidel no va a estar en el día a día (de la empresa)”, analizó una de las fuentes.
EconoJournal consultó a la CNEA sobre esta designación pero al cierre de esta nota no obtuvo una respuesta. También intentó contactarse con Reidel pero no obtuvo respuesta.
Demian Reidel la semana pasada en un evento de la Fundación TAEDA.
Por otro lado, habría cambios en las Gerencias General, Operativa y de Desarrollo, para las que suenan el doctor en física, Marcelo Famá y el ingeniero nuclear, Alegandro Sanda, ambos también egresados del Balseiro.
Punto final para Atucha III
El desembarco de Reidel se produce en un momento particular para la empresa y el gobierno nacional. El poder ejecutivo dejaría caer definitivamente el contrato comercial firmado entre Nucleoeléctrica y China National Nuclear Corporation (CNNC) para la construcción de una cuarta central nuclear en el país con financiamiento de China. El proyecto original Atucha III de un reactor Hualong de 1200 MW sería descartado para liberar los terrenos para la eventual construcción de al menos un reactor modular diseñado por ex ingenieros del INVAP.
El contrato EPC (ingeniería, compras y construcción) firmado en febrero de 2022 fue prorrogado en dos oportunidades debido a la falta de avances concretos para firmar el contrato financiero. La última prórroga, que vence a fines del presente mes, fue rubricada con el visto bueno del entonces ministro de Economía Sergio Massa en octubre de 2023, en plena negociación con China para ampliar el swap de monedas.
Reidel y el director general del OIEA, Rafael Grossi, en el evento de la Fundación TAEDA, junto con Alejandro y Bettina Bulgheroni.
ACR-300
Desde que fue empoderado por Milei para encargarse de la agenda del sector nuclear, Reidel dijo en varias oportunidades que uno de los objetivos es la construcción de cuatro reactores modulares en Atucha. “Nosotros tenemos elACR-300, un reactor modular de 300 megavatios, desarrollado por ingenieros de INVAP, pero de capitales privados”, dijo el asesor del presidente.
El ACR-300 es un diseño conceptual de reactor modular revelado por EconoJournal en diciembre pasado. La patente es de INVAP, aunque el desarrollo del reactor es vehiculizado a través de Meitner Energy. “La fase 1 de nuestro Plan Nuclear es el desarrollo de estos reactores. La idea es construir una nueva planta nuclear con cuatro de estos módulos en lo que iba a ser Atucha 3”, añadió Reidel en una nota con Infobae.
Sin embargo, el plan para el sector nuclear aún no fue formalizado y solo están los lineamientos generales anunciados por Reidel en diciembre. En ese momento se anunció la conformación de un Consejo Nuclear Argentino para impulsar el desarrollo de reactores modulares pequeños de diseño y tecnología nacional y la minería de uranio con proyección de exportación de combustible nuclear. El desembarco en Nucleoeléctrica podría marcar el puntapié inicial de una propuesta más estructurada.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra, remarcó que aunque todos los sectores productivos de la Argentina dependerán de la consolidación de una macroeconomía ordenada y de la sostenibilidad en el tiempo de un marco normativo favorable, no puede obviarse que en los últimos años el crecimiento acelerado de Vaca Muerta ha conseguido cierta autonomía relativa. “Me imagino que las inversiones en la formación podrían tomar mucha mayor velocidad con un entorno macro e institucional distinto. Pero la verdad es que Vaca Muerta logró crecer pese al cepo cambiario y a la inflación, entre otros problemas”, manifestó el economista en el tercer episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía.
Mientras se aguarda por el cierre definitivo del acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), sostuvo que le preocupa bastante las pérdidas de reservas en el Banco Central. “También me inquieta la comunicación del Gobierno, que es muy frágil y contradictoria”, cuestionó el consultor, quien duda de cuán aliviado llegará el mercado cambiario a las próximas elecciones. A su entender, el actual tipo de cambio resulta insostenible para la economía argentina.
“Creo que hay una especie de borrachera en relación con Vaca Muerta y la minería. Si entrara la cantidad de divisas que algunos prevén, nos volveríamos carísimos en dólares. No vislumbro que pase eso”, advirtió el analista.
Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra
En caso de que para 2030 el país recibiera -tal como lo postula un escenario muy optimista- alrededor de US$ 50.000 millones provenientes de la energía y la minería, proyectó, recién así se llegaría a los US$ 1.000 de exportaciones per cápita. “Para tomar dimensión de la cifra, sin sacarle méritos a ese eventual logro, hoy Chile promedia unos US$ 3.000 per cápita en exportaciones de cobre”, comparó.
En definitiva, resumió, «bienvenida Vaca Muerta y la minería, pero no piensen que con eso nos vamos a salvar». “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa por el momento”, agregó.
Selección estratégica
Una perspectiva divergente fue aportada por el ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, quien cree que el país debe elegir de manera puntual y estratégica qué capacidades explotar, sin poner en tela de juicio que industrias como la energética o la minera son perfectamente compatibles con el cuidado ambiental y el cumplimiento de las leyes. “¿Cuánto queremos diversificar? La Argentina tiene que recibir dólares del mundo por aquello que puede ofrecer. Hay que admitir que algunas cosas no las tenemos”, expresó.
Una ventana de oportunidad concreta, ejemplificó, se abre con el desarrollo uranífero, más allá de que no sea un negocio capaz de alcanzar las magnitudes productivas y exportadoras de los hidrocarburos no convencionales o el cobre. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales de uranio y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial del recurso crecerá”, estimó.
Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear
Los recursos naturales de la Argentina, retomó Rapetti, son efectivamente muy valiosos y demandados. “El desarrollo económico tiene que ser pensado básicamente en cuatro dimensiones: la productividad, la generación de dólares, el empleo y la regionalización”, distinguió.
Si nos olvidamos por un segundo de la política partidaria, insistió Gadano, hay una discusión razonable que la Argentina debe darse con respecto a su perfil productivo. “Se trata de poner el desarrollo en relación con lo que podemos ofrecerle al mundo, sabiendo qué hay y qué no hay”, completó.
Proyecciones anuales
La balanza comercial del sector energético, que en 2022 había mostrado un déficit de US$ 4.300 millones y que en 2023 había alcanzado un saldo medianamente equilibrado, en 2024 registró un superávit de más de US$ 5.600 millones. “Si se mantiene nuestra proyección de la tasa de crecimiento en la producción de crudo, incluso contemplando la caída de los precios internacionales, para este año es posible estimar un saldo favorable de US$ 7.500 millones”, cuantificó el director de Economía y Energía, Nicolás Arceo.
El nivel de exportación promedio, anticipó, se situará en torno a los 272.000 barriles equivalentes de crudo. “Durante el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles, un 50% más que en el mismo período de la temporada pasada”, agregó el experto, quien admitió que dichas cifras corresponden a un escenario “relativamente conservador”.
Nicolás Arceo, director de Economía y Energía
Más que proyectar qué sucederá con las exportaciones, apuntó Rapetti, conviene poner el foco en el previsto comportamiento de las compras en el exterior. “Este año habrá al menos US$ 25.000 millones más de importaciones por cuestiones técnicas vinculadas con lo que se devenga y lo que se paga. En ese sentido, en la balanza de pagos debe esperarse un déficit que superará los 2 puntos del Producto Bruto Interno (PBI)”, anticipó.
Desde un punto de vista energético, intervino Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, no puede omitirse que se reducirán sustancialmente las compras de gas natural licuado (GNL). “Para este año Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que en 2024. Estamos hablando de unos US$ 125 millones menos en importaciones”, precisó.
Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú
Habrá mayores volúmenes disponibles de gas extraído en la Cuenca Neuquina, ratificó Arceo, aparte de que se gastará menos en gasoil a partir de su abaratamiento. “En conjunto, las importaciones energéticas de la Argentina bajarán un 20% anual. A diferencia de lo que pasará con las exportaciones, en este rubro primará la caída en los precios internacionales”, explicó.
Clusterciar, un grupo de empresas vinculadas al sector hidrocarburífero y a la educación, nació con el propósito de formar equipos de entidades creadoras de valor para impulsar el desarrollo de sectores estratégicos. El grupo a través de sus diferentes empresas (Ciar, Trace Group, Alitaware, RSN) y su Fundación Potenciar realiza trabajos para distintas áreas vinculadas a la inspección y supervisión, ingeniería, tecnología de la información, talento tercerizado y el desarrollo sostenible de las personas y la sociedad.
La clave del grupo está en la complementariedad de sus actividades que le permite ofrecer soluciones integrales. Recientemente estuvo involucrada en el Proyecto Duplicar de Oldelval, una obra clave que permitió aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción.
El clúster, a través de Trace Group, estuvo involucrado en la inspección de los más de 500 kilómetros que contempla la obra y además aportó a más de 180 personas para que se lleve a cabo la iniciativa.
En diálogo con EconoJournal,Francisco Rimmele, presidente de Clusterciar; y Gerardo Ardiani, CEO de del grupo; detallaron cuáles son los planes de la compañía para los próximos años. También, dieron cuenta del rediseño de marca que llevaron a cabo con el objetivo de comunicar de forma concreta y eficaz el trabajo del grupo y también detallaron cuál será el aporte que pueden realizar para impulsar el crecimiento de la producción no convencional.
De izq. a der. : Gerardo Ardiani, CEO de Clusterciar; Francisco Rimmele, presidente de Clusterciar; y Andrea Segovia, Presidenta de la Fundación Potenciar.
—Poseen distintas unidades dentro del grupo y eso fue lo que les permitió posicionarse como un clúster y lograr una sinergia entre las diferentes empresas. ¿Cómo lo pensaron y cuál fue el camino?
Francisco Rimmele: –A nosotros como clúster nos costaba mucho el poder comunicar lo que hacemos y quiénes somos. Lo que ocurrió es que desafiamos el paradigma de lo que es un grupo empresario. Ahora nos resignificamos y lanzamos nuestras marcas teniendo en cuenta la comunicación. En 2012 teníamos dos empresas, Ciar y Trace Group, más la Fundación Potenciar, administrada con el estilo de empresas, pero siendo una institución sin fines de lucro dedicada a la educación. Es por esto que comenzamos a hablar de Clusterciar, un grupo de organización. Luego surgieron otras dos empresas: RSN y Alitaware, que se crearon en base a las necesidades que tenían nuestros clientes. A su vez, la Fundación que existe para ser el puente entre la comunidad y la empresa, independientemente si las empresas son nuestras o no. Hoy por el nivel de reputación y credibilidad que posee se encuentra canalizando acciones de otras compañías ajenas a nosotros.
—Están llevando a cabo un relanzamiento como compañía, ¿cuál es el objetivo que persigue Clusterciar y qué es lo que quieren comunicar?
Rimmele: –Hasta ahora teníamos distintos colores y diseños. Era una mezcla. Quisimos darle una misma estética a Clusterciar. Llegamos hasta acá con un nivel de éxito en los negocios y con buena reputación, sin ser los maestros del lobby, ni de la venta. Toda nuestra trayectoria está vinculada a nuestra comunidad y al cómo potenciamos a la gente que trabaja con nosotros. Como grupo desarrollamos programas que fortalecieron los vínculos con nuestros clientes e hicieron que nuestros negocios sean fuertes y perduren en el tiempo. Tenemos clientes que nos compran ingeniería, desarrollo de software o aplicaciones. También proveemos gente, talento tercerizado. Y muchos de nuestros clientes se apoyan en nuestros planes vinculados a la educación o becan alumnos en nuestra Fundación.
—¿Cómo fue este proceso?
Rimmele: –Todo esto lo logramos construir en base a nuestra propia iniciativa. Funcionamos como cualquier clúster multitudinario que posee empresas, fundaciones o instituciones y que va detrás de un mercado u objetivo en común. Cada una de nuestras empresas tiene su autonomía, su gerencia de operaciones, pero todo es soportado por un solo equipo corporativo, tanto para las empresas como para la Fundación. Tenemos un comité de negocio y relación institucional que analiza cómo incursionar en el mercado internacional. Estamos explorando lugares y empresas -sobre todo en Texas y México- para los que el mercado de Oil & Gas es relevante. También observamos qué empresas evalúan la posibilidad de invertir en Vaca Muerta para que logren una sinergia con nosotros. Además, tenemos otro comité que se encarga de diseñar un plan de retención y atracción de talento, que a su vez lidera un programa para fortalecer el perfil de los líderes que tenemos, reconvertirlos y así satisfacer las necesidades que poseemos hoy como organización. Esto es así porque el modelo de liderazgo que nos trajo hasta acá necesita aggiornarse, crecer y profesionalizarse. Contamos también con un comité que se dedica a la comunicación y a la reputación. Desde el modelo de gobernanza, bajamos la estrategia.
—En los próximos años Vaca Muerta va a presentar un mayor nivel de actividad lo que implicará diversos desafíos. ¿Sobre qué eje deberá enfocarse Clusterciar?
Rimmele: –Sobre todos. La explosión que tendrá Vaca Muerta será más temprano que tarde. Debemos prepararnos teniendo en cuenta que nosotros ya estamos acá. Somos conscientes que debemos fortalecernos y no permitir que vengan de afuera a sacarnos el trabajo. Es por esto que estamos trabajando fuertemente en lo que es el liderazgo, la eficiencia. También en optimizar las estructuras para que los clientes se beneficien con ese valor agregado. Somos una empresa hiper segura. Tenemos indicadores de seguridad altísimos. Contamos con un total de ocho millones de kilómetros en el año recorridos con nuestro vehículo de inspección y tenemos cero accidentes. Poseemos un reporte de sustentabilidad, sin estar obligados a hacerlo, basado en ESG (Ambiental, Social y de Gobernanza). Lo hacemos porque estamos convencidos que ese es el camino. Las entidades financieras que nos financian negocios o proyectos pueden ver nuestro balance contable junto con el de sustentabilidad. Somos conscientes de que estamos a la altura de la demanda de las operadoras y seguimos trabajando en ese sentido.
—La industria de Oil&Gas logró un hito que es la ampliación de la red de transporte y evacuación de crudo que soluciona uno de los cuellos de botella que tenía el sector y que a la vez impedía aumentar la producción de Vaca Muerta. ¿Cuál fue el rol que ocuparon en este proceso?
Ardiani: –Sí, mediante nuestra compañía Trace Group participamos en lo referido a la inspección de obras en los 500 kilómetros que posee el proyecto Duplicar de Oldelval. Se trata de una compañía que no tiene estructura para ejecutar obras por lo tanto tuvo que confiar en nosotros para sumar gente. Aportamos más de 180 personas para el proyecto porque se realizó a lo largo de toda la traza casi en forma simultánea. Esto implicó que todos esos trabajadores tengan que ubicarse en pueblos y ciudades que no tenían movimiento hace muchísimo tiempo. Fueron casi dos años de obra. Además, hay en agenda otra obra de ampliación por lo que poseemos un acuerdo con Oldelval que es en función de la demanda de gente que ellos tengan en el desarrollo de ese nuevo proyecto.
—¿El trabajo que realizan está vinculado a la inspección y control del avance de obra?
Ardiani: –Nosotros somos los ojos del cliente. Controlamos que las personas y empresas ejecuten los trabajos de acuerdo con los pliegos y condiciones técnicas. Además, informamos al cliente los avances. Con este último proyecto, se armó un equipo de trabajo para que Oldelval pueda llevar adelante la obra en todos los frentes.
—¿Prevén una continuidad de este tipo de obras para Vaca Muerta?
Ardiani: –Vaca Muerta puso en crisis la infraestructura que tenía el mercado de Oil&Gas que se realizó en los años ’70 por YPF, hasta que llegó el momento de explotar la formación no convencional. Llegará un momento en el que se frenarán estas obras de infraestructura. Sin embargo, aún falta un caño para el gas y otro para el petróleo, sumado a todas las instalaciones propias de cada yacimiento. Habrá actividad porque durante los próximos años se seguirán realizando nuevos pozos. Todo dependerá también del contexto internacional, del precio del crudo. Antes la producción estaba destinada a satisfacer al mercado interno, pero ahora tiene como destino la exportación. Por lo tanto, estamos más expuestos a los vaivenes de los precios internacionales, algo que le pasa siempre a todo el mundo en el sector petrolero, pero es algo a lo que no estábamos acostumbrados porque teníamos barriles criollos.
—¿Están planeando sumar alguna empresa más a Clusterciar? ¿Cuál es la proyección que realizan para sus compañías en los próximos años?
Ardiani: –Ciar es nuestra empresa de ingeniería. Desde allí realizamos las ingenierías conceptuales, básicas y de detalle de los proyectos de instalación de superficie: caños, plantas tratamiento, evacuación. Un total de 100 personas se encuentran trabajando para la empresa y 50 de ellas están ubicadas en nuestras oficinas en Buenos Aires. Son 100 personas trabajando exclusivamente en la parte técnica, sin contar al personal de otras áreas como administración o Recursos Humanos. A su vez, Trace Group es nuestra empresa de inspección. Es la compañía más grande que tenemos con 450 trabajadores. A través de esta firma trabajamos en toda la Patagonia, pero también hemos tenido trabajos relacionados a la minería en Salta.
—¿Qué análisis realiza de ese mercado?
Ardiani: –Es un mercado muy diferente al segmento de Oil & Gas. El sector hidrocarburífero requiere mucha mano de obra e inversión para desarrollar la infraestructura y luego mantenerla en funcionamiento. En cambio, en la minería se requiere una inversión inicial muy fuerte, pero luego casi nada.
—¿Cuál es el aporte que pueden realizar como grupo?
Rimmele: –Nosotros realizamos inspección de obra y de construcción de pozos, transporte de personal, operación y mantenimiento. Creemos que si esta última unidad de negocio adquiere mucho volumen podríamos generar una nueva empresa.
—¿Esto quiere decir que la dinámica de crecimiento del grupo surge a medida que un negocio toma una envergadura lo que lleva al diseño de una nueva organización con un equipo abocado?
Rimmele: –Exactamente. Hace poco comenzamos a trabajar con Oldelval en lo que fue la provisión de tareas generales. Eventualmente, podríamos generar una empresa en la medida de que esa unidad de negocios tenga un gran crecimiento. En ese sentido, separaríamos la gestión creando una nueva compañía.
Ardiani: –Alitaware, otra de las empresas del grupo, se dedica al desarrollo de software, le da soporte tecnológico a las empresas del grupo y todos los productos que desarrolla los puede vender a otras empresas también. Cuenta con 10 personas que son desarrolladores de software. Allí contratamos de acuerdo con la necesidad y trabajamos con un modelo freelance. Contamos con personal propio y también freelancers. Y también tenemos a RSN, nuestra empresa de talento tercerizado. A través de esta compañía le ofrecemos a la industria la solución a su requerimiento puntual. Le garantizamos personal, desde una secretaria hasta un ingeniero. Tuvimos un contrato con YPF durante muchos años por la contratación de ocho geólogos. Muchas operadoras no toman la decisión inmediata de aumentar su payroll (nómina de sueldos) y subcontratan.
—Teniendo en cuenta el presente de la industria, ¿creen que RSN será la empresa que más actividad tendrá en los próximos años?
Ardiani: –Creo que sí. Las operadoras también están creciendo con personal propio, pero muchas veces no quieren realizar el proceso de selección y confían en nosotros que les proveemos por cuatro, cinco o seis años esos recursos. Las empresas tercerizan el scouting (exploración). Habrá valles y picos, pero mientras crezca la industria, la empresa va a tener una posibilidad de crecimiento.
—Como grupo demostraron que poseen una forma de trabajar basada en la sinergia entre compañías. ¿Qué debe tener un clúster en la Argentina para ser exitoso y a la vez generar valor para todo el sistema?
Rimmele: –El problema de muchos clústeres es que no hay una colaboración entre empresas y que no tienen un management bien identificado, que sea apoyado por todas las asociaciones que los conforman. Esto sí ocurre con clústeres de otras regiones cuyo management busca hacer nuevos negocios en representación de las empresas que participan. Por ejemplo, el clúster de Córdoba o el de Mar del Plata que se dirigen hasta acá porque tienen como objetivo estar en Vaca Muerta y visibilizan las necesidades y demandas que tienen las empresas que los integran.
YPF puso en operación hoy el nuevo Real Time Intelligence Center (RTIC) de su Complejo Industrial La Plata, la primera de su tipo que funciona en el downstream, que le permitirá a la compañía el control en tiempo real de 180.000 variables de ingeniería y su sincronización de manera tal de mejorar su desempeño con resultados de generación de valor.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, encabezó esta tarde la puesta en marcha de la sala que demandó una inversión de más de US$ 70 millones si se consideran los procesos de digitalización que se vienen aplicando en los últimos años, de los cuales US$ 3 millones correspondieron al equipamiento de la sala desde la que se monitorean todos los procesos de producción.
«Lo que nosotros queremos hacer es poner a YPF muy alto, que sea la mejor compañía de Latinoamérica y, por qué no, del mundo, y que sea reconocida por su eficiencia, productividad y generación de valor para la compañía y para el país”, afirmó el presidente y CEO en el encuentro.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
El desarrollo será en breve replicado en las otras dos refinerías que la compañía posee en Luján de Cuyo, Mendoza, y en Plaza Huincul, Neuquén, cuyas salas de control se espera estén listas en el primer semestre de 2026, a la vez que se hará lo propio con otros segmentos del downstream como las áreas de logística y operaciones comerciales.
En la planta que este año cumplirá 100 años, la mayor petrolera integrada de la Argentina produce una amplia gama de productos, entre ellos, los cuatro combustibles de consumo masivo, bases lubricantes, parafinas, asfaltos y productos petroquímicos, para lo cual tiene la capacidad de procesar las variedades de crudo de la Cuenca del Golfo San Jorge y la de Vaca Muerta.
A imagen del Real Time Intelligence Center de YPF que funciona en la torre corporativa de Puerto Madero, desde donde se monitorea segundo a segundo los pozos en Vaca Muerta, en la mayor refinería del país se logró un proceso propio enfocado en cuatro referencias: optimizar el sistema productivo, mejorar el resultado económico asociado, minimizar el consumo energético y reducir tiempos y perfeccionar métodos de trabajo.
Diego Agrelo, gerente general de la Refinería La Plata, explicó que “la nueva sala permite analizar en tiempo real 180.000 señales físico-químicas y otras 20.000 económicas, con el objetivo de aumentar la eficiencia entendida en términos de cuántos recursos se utilizan por cada barril de petróleo que se procesa o por cada metro cúbico de producto que termina saliendo”.
“Por cada barril de petróleo que ingresa, de los 210.000 de capacidad de procesamiento diario de la planta, la refinería genera entre 80% y 83% de volumen de productos que valen más que el Brent -tomado como un parámetro de generación de valor-, lo que se pretende llevar al menos al 87%”, como meta de productividad a enero 2027, cuando se cumplirán los primeros cuatro años de la actual gestión, indicó Agrelo.
En cada uno de los videowall que dominan la sala se puede hacer el seguimiento detallado desde el momento en que el crudo entra al complejo hasta que sale terminado cada uno de los 50 productos que produce la planta, con el correspondiente análisis de economía del negocio. Esa variable clave se visualiza en el optimax, una pantalla que estima, minuto a minuto, la rentabilidad diaria de la refinería a partir de un escenario base.
El seguimiento de cada pantalla permite identificar un desvío transitorio de producción y su impacto económico, lo que hay que atacar de inmediato para devolver cada instancia a su parámetro de tiempo y calidad óptimo surgido de un proceso de estandarización previo que sirve como base móvil, ya que se pretende un aprendizaje y un círculo de mejora continua que forma parte de la filosofía adaptada de la automotriz Toyota aplicada a la refinación.
“La sala se conforma así en una pieza de un rompecabezas más amplio que es la transformación del negocio. Esa visualización en conjunto de todas las acciones que se están tomando de optimización de los procesos apunta a mejorar la rentabilidad del complejo industrial un 20%, tomando como referencia diciembre de 2023 (que coincide con el inicio del plan de valorización del plan 4×4 que diseñó Marin), hasta terminar este período”, reseñó Agrelo.
La refinería de La Plata abastece el 65% de la demanda de combustibles del Área Metropolitana Buenos Aires, lo que equivale a un 35% del consumo nacional, además de cubrir las necesidades de parte de la Patagonia y las provincias del Litoral.
Para ello, en la actualidad procesa en sus unidades productivas un blend de crudos compuesto por un 70% proveniente del no convencional de Vaca Muerta y un 30% del convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge, en un equilibrio alcanzado en 2023 con las obras de adecuación para una mayor capacidad de tratamiento de shale oil.
Precisamente, el crudo liviano de Vaca Muerta es el de mejor calidad para la refinación porque permite obtener un resultado final en menos etapas de refinación, incluso consume menos energía, lo que se traduce en menos recursos necesarios para transformar las moléculas en productos más valiosos, con la consecuente rentabilidad.
La sala, además, cuenta con tres estaciones de simulación con la intención de modelizar diferentes escenarios productivos de demanda, de calidad, de solución de desvíos, para maximizar el uso de los recursos de la refinería, y se está trabajando para que todo el complejo industrial tenga su gemelo digital y el sistema pueda correr en un entorno completamente virtual.
Así planteado, “el aspecto trascendental de la mejora en la eficiencia y en la rentabilidad de los negocios, es la transformación de la mentalidad” de todos los equipos de la planta para maximizar ese número, agregó el gerente de planta. Y el hecho de visualizar lo que se genera, toca o modifica, para un resultado global cada vez mejor es también un novedoso “parámetro de transformación cultural” para el sector que eleva su propia vara de forma continua.
La meta es “ser la mejor instalación de refinación y petroquímica de América Latina” y en tiempos de volatilidad global de una referencia clave como el precio internacional del barril de petróleo, lograr los mejores parámetros de desempeño es independiente de lo que pase en el corto plazo con los mercados bursátiles. “El hecho de ser altamente competitivo hace al negocio más fuerte para poder sortear esos vaivenes”, concluyó.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, aprobó las condiciones de seguridad que deben cumplir las estaciones de servicio que quieran contar con la modalidad de autodespacho de combustible. Lo hizo a través de la resolución 147 publicada este martes en el Boletín Oficial. La cartera energética también aprobó los procedimientos que deben acatar los estacioneros para tener la autorización del autodespacho de naftas y gasoil en el país.
Según indica la resolución, un operador de una estación de servicio podrá tener la modalidad del autodespacho de combustibles y combinarla con la carga asistida por un operador. Las modalidades pueden ser realizadas de manera simultánea o alternada.
Los estacioneros que quieran contar con autodespacho deberán adecuarse a las condiciones técnicas que exige la resolución. La autoridad de aplicación del procedimiento para obtener la autorización del autodespacho de una estación de servicio será la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, a cargo de Federico Veller.
Seguridad
Una de las principales medidas de seguridad para el autodespacho de combustibles tiene que ver con el sistema de corte del expendio. Las estaciones de servicio deberán instalar el sistema “break away” en las mangueras. Es un mecanismo de emergencia para retener el combustible en ambos lados de un punto de corte ante la posibilidad de que una persona se olvide de retirar la manguera del tanque y se retire con su vehículo. Es un sistema que separa la manguera en dos y corta el expendio en ambos lados para evitar derrames.
Además, los surtidores habilitados para el autodespacho tendrán que estar señalizados y las estaciones de servicio “deberán instalar válvulas de impacto o choque en las cañerías de alimentación debajo de los surtidores”, aclara el anexo de las condiciones de seguridad aprobadas por la cartera energética.
Otra medida relevante tiene que ver con el uso de los teléfonos pagar realizar el pago. La resolución aclara que “el uso de cualquier dispositivo móvil como instrumento de pago, deberá efectuarse fuera del área clasificada o desde el interior del vehículo. No podrán utilizarse durante la carga de combustible”.
Los surtidores deberán contar “con un sistema de disparo en el pico (corte automático del suministro) que provoque el cierre de la válvula antes que el pico se ubique en posición normal en el surtidor, impidiendo la posibilidad de reanudar el flujo del producto y/o el sobrellenado del tanque del vehículo”.
Las estaciones tendrá que tener instalado un sistema “Lever On”, que sirve “para iniciar el despacho de combustible (puesta en marcha manual), de modo que dicho inicio se produzca una vez que el cliente colocó el pico del surtidor dentro de la boca del tanque de combustible y levantó la palanca/accionó el botón de puesta en marcha”.
Las bocas de expendio deberán contar con un “dispositivo luminoso, sonoro y/o intercomunicador, en caso que el cliente solicite asistencia del operador” y con guantes descartables.
Operación
Las estaciones de servicio deberán contar en todo momento con uno o más operadores presentes en el predio para que controlen el funcionamiento de la boca de expendio, asistan a los clientes y desempeñen el rol de emergencia ante un evento. Estará prohibido que el cliente intervenga ante una emergencia.
Tendrán que tener una oficina o cabina de control, con acceso a la playa de carga “que asegure una visual completa de todas las operaciones de carga con modo autodespacho”. “Si por alguna razón, la boca de expendio debiese quedar desatendida, los operadores a cargo darán aviso al cliente y el surtidor quedará desenergizado”, aclara el procedimiento aprobado por la Subsecretaría de Combustibles Líquidos.
La carga de bidones bajo la modalidad autodespacho está prohibida y sólo podrá ser efectuada por personal de la instalación”. “El procedimiento de respuesta a la emergencia deberá asegurar la misma dentro de los tiempos ágiles esperados. De ser necesario, la instalación deberá disponer de sistemas automáticos de extinción u otros medios/equipos tecnológicos”, remarca el texto.
Las redes de transmisión y distribución de electricidad son el eslabón crítico para alcanzar los objetivos de descarbonización global, según destacó Boston Consulting Group. El informe, titulado Delivering the Energy Transition Will Come Down to the Wires, advierte que la expansión de la infraestructura eléctrica enfrenta desafíos significativos, como la creciente congestión en las redes, barreras regulatorias y de planificación, restricciones en la capacidad de los proveedores y una escasez de talento especializado.
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), se requerirán inversiones de 25 billones de dólares en redes eléctricas hasta 2050 para cumplir con la meta de emisiones netas cero. Esta cifra es comparable a la inversión necesaria para expandir la capacidad global de energía solar y eólica en el mismo período. «La modernización de la infraestructura eléctrica es esencial para garantizar una transición energética eficiente y asequible», afirmó Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.
«Hoy, políticos y expertos en energía coinciden en una máxima: no hay transición sin transmisión, ni solución sin distribución. Para superar las barreras financieras y regulatorias, es clave una colaboración efectiva entre gobiernos y el sector privado”, planteó.
Inversión en redes: una necesidad urgente
Las redes eléctricas deben expandirse a un ritmo acelerado para responder a los retos que plantea la transición energética. El crecimiento de las energías renovables exige una infraestructura más robusta que permita conectar proyectos ubicados en diversas regiones. Al mismo tiempo, la demanda de electricidad sigue en aumento debido a la electrificación del transporte, la adopción de bombas de calor y la creciente digitalización de la economía.
Otro desafío clave es el envejecimiento de la infraestructura eléctrica. Muchas redes, especialmente en Europa y Estados Unidos, tienen más de 40 años de antigüedad y requieren modernización para garantizar su fiabilidad y eficiencia. Además, la adopción de nuevas tecnologías, como la digitalización de la red, el almacenamiento en baterías y los sistemas inteligentes, demanda inversiones en innovación para optimizar la gestión del suministro eléctrico.
Según el informe, para cumplir con los objetivos climáticos, la inversión anual en redes eléctricas a nivel mundial deberá aumentar un 88% en comparación con la década anterior.
Desafíos que amenazan la expansión de la red
El estudio identifica múltiples obstáculos que pueden frenar el desarrollo de la infraestructura eléctrica. La presión financiera es una de las principales preocupaciones, ya que el alto costo de la inversión en redes puede traducirse en tarifas eléctricas más elevadas y generar tensiones en los balances financieros de las empresas del sector.
Además, las restricciones en la cadena de suministro están generando retrasos y sobrecostos en la adquisición de equipos clave, como cables de alta tensión, cuya demanda ha crecido exponencialmente en los últimos años. A esto se suma la escasez de talento especializado, con una creciente falta de ingenieros eléctricos y técnicos calificados, lo que representa un riesgo para la ejecución de los proyectos.
Las barreras regulatorias y de planificación también constituyen un desafío importante. En algunos países, la aprobación de nuevos proyectos puede tardar hasta 12 o 14 años, lo que ralentiza el crecimiento de la infraestructura necesaria para la transición energética.
Al mismo tiempo, la congestión en las redes eléctricas ya existentes está impidiendo la conexión de nuevos proyectos renovables, lo que limita el desarrollo de fuentes de energía más sostenibles. Un caso concreto de este problema se observa en Países Bajos, donde la falta de capacidad en la red ha frenado la conexión de nuevas industrias y proyectos de energía renovable, impactando el crecimiento económico y reduciendo la eficiencia del sistema eléctrico.
Soluciones para acelerar la expansión
Para superar estos desafíos, el informe de BCG propone un cambio de paradigma en la planificación y gestión de las redes eléctricas. Es fundamental adoptar un enfoque más integrado y holístico que permita anticipar las necesidades futuras y optimizar el uso de la infraestructura actual. Asimismo, mejorar la eficiencia en la ejecución del capital es clave para priorizar y coordinar los proyectos de manera estratégica, asegurando que cada inversión tenga el máximo impacto posible en la expansión de la red. También es necesario optimizar la cadena de suministro, estableciendo relaciones estratégicas con los proveedores y unificando estándares técnicos para agilizar la entrega de equipos y servicios
«Para cumplir con los objetivos climáticos, las redes deben ampliarse al doble de la velocidad actual», explica De Lella. «Esto implica no solo aumentar la inversión, sino también repensar la planificación, mejorar la eficiencia del capital y resolver cuellos de botella críticos como la congestión de red y la escasez de talento técnico”.
El mes pasado circularon por las rutas de Neuquén un promedio diario de 1.300 camiones cargados con insumos y maquinarias que se utilizan en Vaca Muerta. La cifra prácticamente duplicó a la verificada en idéntico mes de 2024, cuando se movilizaron casi 700 camiones. El récord de actividad y la falta de celeridad en las obras de ampliación y construcción de nuevas carreteras amenaza con llevar a la provincia neuquina a un verdadero colapso vial. Además, la decisión de YPF de empezar a comprar únicamente arena extraída en Entre Ríos incrementa el tráfico de camiones y le suma presión a este escenario complejo.
En estos momentos Vaca Muerta alberga 13 sets activos y promedia unas 2.000 etapas de fractura mensuales, cada una de las cuales requiere alrededor de 230 toneladas (Tn) de arena. El consumo de dicho recurso está actualmente superando las 460.000 Tn al mes.
Según los expertos, la mayor demanda de arena no solamente puso al límite las posibilidades de respuesta de las plantas de procesamiento que hoy se encuentran operativas, sino que también agregó una fuerte presión al sistema logístico que vincula esas usinas con los puntos de consumo en Añelo, el epicentro industrial de las labores en la formación.
En este complejo panorama se inscribe la decisión estratégica de YPF -responsable de un 50% del consumo arenífero en Vaca Muerta- de comenzar a comprar únicamente arena extraída en Entre Ríos, medida que estresará aún más la capacidad logística de la Cuenca Neuquina. Debe resaltarse que hasta el mes pasado la petrolera bajo control estatal cubría cerca de un 60% de sus necesidades de arena con recursos obtenidos y procesados en Río Negro y Chubut. Ahora, esa arena, clave para las técnicas de extracción de crudo no convencionales, será traída exclusivamente desde suelo entrerriano.
“Todo indica técnicamente que la arena mayoritariamente va a venir de Entre Ríos y no es posible, con 8 millones de toneladas que va a consumir la industria, transportarla por ruta”, declaró el CEO de YPF, Horacio Marín, en el IEFA Forum, quien dejó en claro que exploran otras alternativas de transporte, como el traslado por tren, aunque esa alternativa demandaría varios años para su concreción.
Ventajas competitivas
La determinación de la empresa que conduce Marín se basa en los resultados obtenidos a partir de una serie de pruebas de desempeño y reportes de campo, los cuales confirmaron que la arena de Río Negro resulta poco eficiente desde un punto de vista técnico. Esto es así, sobre todo, por su escaso índice de redondez, su elevado contenido de finos, su menor resistencia a la presión de cierre y su mala distribución granulométrica, entre otras deficiencias.
En concreto, la arena rionegrina obliga a YPF a incrementar el empleo de sustancias químicas, además de mostrar una reducción en el factor de conductividad del proppant a largo plazo, a tal punto que su menor costo no llega a compensar la pérdida de productividad en los pozos.
La arena entrerriana, por su parte, tiene origen fluvial, exhibe una mineralogía más estable (al contar con un mayor porcentaje de cuarzo puro y una menor proporción de arcillas), brinda mejores propiedades de redondez y ofrece una resistencia mecánica superior. Tantas ventajas competitivas llevaron a YPF a preferirla, incluso pese a los más de 1.200 kilómetros que implica su transporte en camiones desde el litoral hasta Neuquén. En ese sentido, la petrolera resolvió elevar el valor del flete de 63.000 a 85.000 pesos por Tn para asegurarse el abastecimiento, aparte de ofrecer contratos take or pay a los transportistas.
Límite estructural
La sobrecontratación de camiones derivada de la nueva logística arenífera planteada por YPF pateó el tablero a nivel sectorial. No es casual que los tradicionales proveedores del recurso de Entre Ríos se hayan quedado sin unidades de transporte. Tampoco que el resto de las operadoras tengan que lidiar en estos momentos con un mercado logístico absolutamente desbalanceado.
Lo más preocupante, de todos modos, es el agravamiento de la problemática vial en Vaca Muerta, cuyo desarrollo a gran escala no peligra por cuestiones geológicas, económicas o financieras, sino por la insuficiencia en las vías de acceso y la amenaza de un destino -aparentemente inevitable- de saturación logística. Todo indica que, sin chances de abastecerse de arena en tiempo y forma, las operadoras no tendrán otra alternativa más que desacelerar sus labores de fractura hidráulica.
La falta de camiones, choferes y talleres le imprimió al negocio una certeza poco auspiciosa: la capacidad de transporte no podrá expandirse demasiado en el corto plazo. Es sabido, por otro lado, que habrá que esperar más tiempo del deseable para que se construya un corredor ferroviario que conecte las canteras entrerrianas con la Cuenca Neuquina. Finalmente, los planes de ampliar nodos intermedios como Chichinales o Estación Fernández Oro (EFO), ambos ubicados en el departamento rionegrino de Roca, son por ahora sólo eso: planes.
Tormene Americana, una de las cinco compañías globales de origen italiano que provee ingeniería y servicio para la separación, regulación y medición en las estaciones de gas natural, cumplirá en mayo 30 años de presencia ininterrumpida en la Argentina. Hoy la empresa, que comenzó como una organización dedicada a la fundición de metales no ferrosos en Padua, al norte de Italia, y que en 1930 comenzó con la fabricación de las primeras válvulas de gas a partir del descubrimiento de gas natural a 50 kilómetros de esa localidad, es conducida por la tercera generación de la familia por Alvise Tormene, nieto del fundador de la firma, Amedeo.
La compañía posee una fuerte presencia en el sector hidrocarburífero de la Argentina y proporciona distintos equipos como válvulas y también estaciones de filtración, medición y odorización de gas natural ya que tiene como objetivo acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y el desarrollo del país. Además, se encuentra presente en otros países de Latinoamérica como Perú, Chile, Brasil, Uruguay y Colombia, cuya puerta de entrada fue su experiencia en el mercado argentino.
En diálogo con EconoJournal, Alvise Tormene detalló que, gracias a su expertise en el gas natural, Tormene Americana se encuentra trabajando en diferentes iniciativas para combinar el gas natural con el hidrógeno y así reducir el impacto ambiental, la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y poder alinearse con las exigencias que demanda la agenda de transición energética. Tormene desarrolló una primera planta de este tipo denominada “Green Hysland”, ubicada en las Islas Baleares, en Mallorca (España).
Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina; y Alan Agnello, gerente de Planificación y Desarrollo de Negocios, adelantaron que la compañía está evaluando la posibilidad de construir una planta similar en la Argentina para aprovechar el potencial gasífero de Vaca Muerta.
Alvise Tormene, CEO de Tormene Americana
¿Cómo fue la llegada de la compañía a la Argentina y la posterior expansión hacia Latinoamérica?
–Mi papá y mi tío viajaron varias veces a finales de los ’50 para realizar plantas para empresas cementeras. Luego la relación se interrumpió, pero en el ‘96 se retomó. Nosotros siempre estuvimos presentes en el segmento de gas, en la parte de realización y construcción de plantas para la regulación, medición y tratamiento de gas natural. La Argentina es uno de los países de Latinoamérica que más trayectoria tiene en lo que es el uso del gas, con lo cual era el país ideal para ingresar al mercado latinoamericano.
Fueron años muy buenos. Hemos exportado muchísimo a distintos países de Latinoamérica. En Perú el 80% de las estaciones son nuestras. Tenemos el gasoducto y la planta instalada en Camisea (el mega yacimiento de gas más importante de ese país). También tenemos muchas plantas instaladas en Chile, y en Uruguay todas las estaciones del sur. Estamos presentes en Colombia, Brasil, México, con lo cual cubrimos a los principales países de Latinoamérica.
¿Cómo se está alineando la empresa respecto a las exigencias internacionales en torno a la transición energética?
–La filosofía del grupo cambió. Además de estar en Latinoamérica tenemos nuestra casa matriz en Italia y estamos en España, en Austria, en China. Europa tiene una agenda muy robustecida en lo que respecta a la transición energética. Es por esto que hemos desarrollado una estrategia que tiene tres ejes. El primero tiene que ver con nuestro trabajo tradicional que está vinculado al tratamiento de gas y a los equipos. A la vez, estamos trabajando en el segmento de hidrógeno.
¿Cuál es el aporte que pueden realizar como compañía para apalancar el desarrollo del hidrógeno?
–El desarrollo del hidrógeno es un ámbito muy cercano a lo que es el gas natural. Son dos gases que sabemos cómo se deben manejar. Para nosotros es fácil adaptarnos y pasar del gas al hidrógeno, a pesar de que las moléculas tienen diferentes tamaños y el hidrógeno lleva otros procedimientos al ser más delicado.
Como tenemos la capacidad de adaptarnos, tomamos la decisión de desarrollar nuestra propia línea de electrolizadores para poder realizar todo el proceso de producción de hidrógeno. Firmamos un acuerdo con un centro de desarrollo tecnológico que está ubicado en el norte de Italia para poder fabricar este equipo y llevar a cabo la electrólisis (proceso que utiliza electricidad para separar el agua en hidrógeno y oxígeno) y obtener así el hidrógeno.
Ya presentamos tres patentes relacionadas al desarrollo de este equipamiento. Prevemos que estará listo antes de fin de año.
El mercado europeo exige disminuir el impacto ambiental. Esto también sucederá en la Argentina en algunos años. Por eso, muchas sociedades distribuidoras de gas quieren mezclarlo e hidrógeno, a pesar de que tienen características distintas. Nuestro foco está allí.
Para que esa mezcla sea eficiente se precisa de un mezclador. Se trata de una herramienta que nosotros también desarrollamos y patentamos. Esto es fundamental porque este equipo garantiza que la mezcla mantenga las mismas características por varios kilómetros y que no se separe el hidrógeno y el gas natural.
Proyectos hidrógeno
Desde Tormene Americana han analizado la posibilidad de seguir aprovechando el recurso gasífero y a la vez cumplir con lo que demanda a la agenda ambiental. Esto por esto que han encarado distintas alternativas para dinamizar su desarrollo junto con el hidrógeno.
¿Qué proyectos pusieron en marcha?
–Gracias a estas tecnologías como el mezclador, junto con una distribuidora española desarrollamos la planta más grande de mezcla de gas natural e hidrógeno denominada “Green Hysland”, ubicada en las Islas Baleares, Mallorca, España.
En este proyecto, Tormene Group se encargó de la ingeniería, fabricación, puesta en marcha y mantenimiento del primer sistema de mezcla de hidrógeno y gas en un sistema de gas natural tradicional. En la actualidad, ese gas llega a los usuarios residenciales, a las industrias, a todo el sistema mediante la misma infraestructura existente.
¿Cómo fue el desarrollo de esta iniciativa?
–Se trata de un proyecto piloto financiado por la comunidad europea. Ellos poseen hidrógeno y además tenían un electrolizador para llevar a cabo el proceso de obtención.
Es un proyecto que desarrolla las infraestructuras necesarias para la producción de hidrógeno verde a partir de energía solar y su distribución a los usuarios finales, como también a los sectores turísticos, de transporte, industrial y energético, entre lo que se incluye la inyección en la red de gas para la generación de calor y energía verde en la ubicación de su uso final.
Allí nosotros desarrollamos la planta de descarga de camiones en los que viaja el hidrógeno para luego llegar a la estación de regulación. En ese punto, desde nuestra compañía alimentamos al sistema que va agregando hidrógeno antes de la entrada al mixer. Hoy en día, la mezcla posee entre un 3 y 4% de hidrógeno, pero la idea es llegar a 20% de hidrógeno y 80% de gas natural, que es el número que los técnicos nos han indicado que no implicaría cambios en toda la infraestructura de transporte de gas.
Por eso, creemos que el mercado de gas natural va a seguir por muchos años, porque es el combustible que menos impacto ambiental posee.
¿Qué otros proyectos tienen en agenda?
–Hace poco adquirimos una compañía en España que se dedica al tratamiento del biogás. Poseemos toda la tecnología para limpiar ese gas que llega con una cantidad importante de dióxido de carbono. Nuestro objetivo es aprovechar ese CO2, sumarle hidrógeno y generar gas sintético, que tiene la misma fórmula que el gas natural, pero que es generado de manera tecnológica.
Ese sistema existe desde el punto de vista químico, pero no está desarrollado desde el punto de vista industrial. Sabemos cómo se hace, pero aún no existen plantas industriales de gran producción que lo estén desarrollando. Este tipo de gas está en estudio. Entablamos conversaciones con distintas empresas, en su mayoría start up que están estudiando esta iniciativa para que sea conveniente en términos económicos.
¿Cuál sería el impacto de generar gas sintético?
–Permitiría aprovechar el CO2 generado con el biogás y transformarlo en combustible. Quienes poseen una planta que genera biogás podrían aprovechar el CO2 junto al hidrógeno e incrementar su producción, al mismo tiempo que reducirían el impacto ambiental.
¿Este tipo de iniciativas se podrían replicar en la Argentina?
–Todas estas tecnologías están disponibles para todas las empresas. Por lo cual, la Argentina también podría acceder a todas ellas. En lo que respecta al desarrollo de los electrolizadores, la idea es poder fabricar localmente todo el sistema. Lo mismo para el tratamiento del biogás, el mezclador. Nosotros lo estamos desarrollando en Italia porque tenemos la ventaja de tener un centro de desarrollo tecnológico muy cerca, que tiene mucho dinero que viene de la comunidad. Nuestra idea es que cada una de estas tecnologías e iniciativas se puedan replicar en cada uno de los países en los que nosotros estamos presentes cuando lo necesiten.
El desarrollo del hidrógeno
¿Cuál es el análisis que realiza del desarrollo del hidrógeno en la Argentina?
–Hoy el hidrógeno en la Argentina no es una prioridad. Pero todo lo que desarrollamos se puede replicar aquí cuando el país lo necesite. La Argentina está focalizada en el desarrollo de los hidrocarburos, otro segmento en el que estamos presentes, para aprovechar la oportunidad que posee con el gas de Vaca Muerta.
Muchos países están invirtiendo dinero para usar gas natural y también producir hidrógeno. Por ejemplo, Arabia Saudita está realizando una inversión grande para poder tener el sistema más grande de producción de hidrógeno. El gas natural será el puente para todas estas iniciativas y se va a seguir utilizando por mucho tiempo por la intermitencia de las renovables.
¿Cuál es el análisis que realizan sobre el escenario de la Argentina?
—Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina: La Argentina se encuentra en una posición económica en la que no puede otorgar muchos incentivos. La economía siempre estuvo basada en el sector del agro, pero hoy se tomó dimensión de que la energía podría ser muy importante para el desarrollo económico. Por eso hay mucha expectativa respecto al gas y al petróleo. Nuestros equipos y provisiones son para ese segmento.
Nuestros análisis de mercado nos muestran que no están llegando las inversiones del exterior como se esperaba, sino que muchos inversores locales son los que están apostado al riesgo nacional, a los proyectos, porque conocen las reglas, la idiosincrasia y porque todavía hay esperanza de desarrollo.
Aún resulta difícil convencer a los inversores internacionales porque estamos ante un gobierno nuevo que todavía tiene mucho por demostrar. Si bien hubo cambios que parecen positivos, todavía no son suficientes para que llegue la lluvia de inversiones.
Sí notamos que hay un gran cambio y que hay mucho desarrollo en Vaca Muerta. Por eso nosotros, como compañía, queremos estar presente con los equipos que tenemos, los separadores, las instalaciones de superficie, etc.Sabemos que durante los próximos años el gas natural va a seguir siendo una fuente importante para la matriz energética y que también será una fuente de exportación para el ingreso de divisas para el país.
Jorge Ocampo, director General de Tormene Group Argentina; y Alvise Tormene, CEO de la compañía.
Cuando se habla de producir hidrógeno en la Argentina muchas veces se pone el foco en Chubut por su potencial eólico. ¿Creen que el trabajo que realizan en Europa se podría replicar allí?
–El proyecto del sur es una iniciativa que tiene muchos años y que ahora la están reflotando. El hidrógeno tiene muchos temas que se deben solucionar. Uno de ellos es el transporte eléctrico. Se necesita analizar cuál es la alternativa más conveniente. A su vez, hay una ventaja y es que la producción eléctrica es realmente muy importante en esa parte de la Argentina, pero se trata de una inversión muy grande. Para nosotros son plantas de mucho tamaño y estamos pensando en proyectos más chicos, con plantas modulares.
¿Cuáles son sus proyecciones para los próximos años?
–Vaca Muerta tiene un plan de inversión gigante. Los inversores serán locales. Tenemos vínculo con muchos clientes, con las operadoras, y vamos a acompañar este crecimiento. La Argentina tiene que desarrollar sus recursos ahora. El acuerdo de YPF con Shell sobre el Gas Natural Licuado (GNL) es muy importante porque esa es la mejor manera de exportar. Lo ideal sería poder vender el gas a Europa durante el verano ya que allá es invierno y es el periodo en el que baja el consumo de gas acá.
A pesar de la abundancia de recursos que posee la Argentina respecto al gas de Vaca Muerta hay localidades que no cuentan con suministro y deben comprar garrafas. ¿Cómo analizan esta situación y cuál es el aporte que podrían realizar como compañía?
–Es muy complejo porque se trata de un tema de costos. Hay lugares que están ubicados bastante lejos de lo que son las líneas principales, con lo cual servir a un pueblo que tiene poca gente es complicado. La alternativa que existe son los gasoductos virtuales (sistema que transporta gas natural sin la necesidad de construir gasoductos físicos. Se comprime o licua el recurso y se lo transporta). Son recursos que hemos analizado.
¿Cuáles son los obstáculos?
—Jorge Ocampo: La Argentina es un lugar en el que hay gas hace muchos años. Posee muchas redes desarrolladas, pero no hay muchos proyectos que sean interesantes a nivel económico. Hay iniciativas de plantas de micro LNG (permiten licuefaccionar gas natural en volúmenes pequeños y son una solución para suministrar energía en zonas remotas o sin gasoductos), pero podríamos apuntar a algún industrial importante que tenga la capacidad de pago de este tipo de inversión. La ventaja que tenemos como empresa es que somos una compañía multinacional que está presente en muchas partes del mundo. Esto permite tener mucha experiencia y retroalimentarnos de las distintas filiales para capitalizar esa información en el desarrollo de proyectos.
—Alan Agnello, gerente de Planificación y Desarrollo de Negocios: Hay algunos pueblos del norte del país que están ubicados cerca del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) y que deberían ser abastecidos por ese ducto, pero como no están las obras complementarias utilizan Gas Licuado de Petróleo (GLP). Es por esto por lo que estamos evaluando distintas alternativas para llevar a cabo un proyecto piloto de mezcla de hidrógeno a algún pueblo aislado. Sería una alternativa similar a lo que realizamos en Mallorca.Esto es así porque en este momento no resulta viable económicamente instalar una planta de regasificación o de licuefacción.
Grúas San Blas recibió a representantes de SANY LATAM, en el marco de una visita estratégica a la Argentina. Cao Te, Presidente de SANY LATAM, y Yonglin Cheng, director comercial de la región, recorrieron junto a su comitiva las sucursales de Buenos Aires, Centenario y Añelo, para interiorizarse sobre el trabajo que Grúas San Blas desarrolla en los principales polos industriales del país.
El objetivo de la visita fue fortalecer el vínculo institucional y comercial entre ambas compañías, así como profundizar el conocimiento de la estrategia operativa que Grúas San Blas implementa en los distintos segmentos de maquinaria pesada, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado.
La agenda incluyó encuentros con equipos locales, recorridas técnicas, visitas a clientes estratégicos y espacios de intercambio de experiencias y proyecciones conjuntas.
Desde la compañía destacaron: «Grúas San Blas ha sido un actor clave en la consolidación de la marca en el país, brindando soluciones integrales en ventas, servicios y postventa para equipos de alta complejidad. Esta alianza, sostenida en el tiempo por la confianza mutua, el profesionalismo y una visión compartida de crecimiento, ha contribuido a posicionar a SANY como un referente en la región».
“Estas instancias de contacto directo refuerzan nuestro compromiso con el desarrollo de una industria cada vez más robusta, eficiente e innovadora, donde el cliente es el centro de cada decisión”, sumaron desde la dirección de Grúas San Blas.
Visita
A su vez, precisaron que la visita de los directivos de SANY LATAM no solo evidencia el reconocimiento a la gestión de Grúas San Blas, sino que también proyecta nuevas oportunidades de colaboración para continuar liderando el mercado con soluciones de vanguardia, adaptadas a las exigencias del sector.
Más información sobre los productos SANY disponibles en la Argentina en este link.
CIMC Wetrans -el holding global especializado en sistemas de construcción modular, depósitos modulares y contenedores- estuvo presente por segundo año consecutivo de la Expo Agro. La compañía expuso nuevas propuestas que van desde más de 150 modelos de contenedores, incluyendo los diseñados para el acopio de productos rurales, los destinados al traslado de alimentos refrigerados o congelados y los de almacenamiento de energía hasta desarrollos habitacionales modulares para campamentos, oficinas y viviendas rurales.
Romina Parquet, Founder y CEO de CIMC Wetrans, aseguró: “Buscamos potenciar la Agroindustria, a partir de la innovación que importamos: insumos con tecnología y soluciones sustentables que hacen mucho más productivo y eficiente el trabajo del agro. Represento a una compañía que es líder global en soluciones de energía limpia. Desde ese lugar vamos a buscar siempre alcanzar la máxima calidad, eficiencia e innovación en nuestros productos y servicios centrándonos en que los mismos puedan enfrentar los desafíos que surgen, en cada industria y en cada sector, en la búsqueda y desarrollo para un ecosistema cada vez más sostenible «.
Soluciones de almacenamiento de energía
Estas son algunas de las nuevas soluciones de almacenamiento de energía que fueron presentadas en la última edición de ExpoAgro:
Contenedores de almacenamiento de energía renovable: Dentro de las respuestas más innovadoras de CIMC Wetrans en el ámbito de las energías verdes se encuentran los contenedores de almacenamiento de energía renovable. Estos sistemas utilizan baterías de alta capacidad para almacenar la energía generada por paneles solares o turbinas eólicas, y son especialmente útiles en áreas rurales, donde la red eléctrica convencional no llega o es costosa de implementar.
Romina Parquet, CEO de CIMC Wetrans
Principales beneficios
1.Reducción de costos energéticos: Al almacenar energía renovable, los productores pueden reducir su consumo de energía tradicional y bajar los costos operativos. Esto se traduce en una mayor rentabilidad para los proyectos agroindustriales, especialmente en zonas donde los precios de la electricidad son elevados.
2. Sostenibilidad y reducción de la huella de carbono: Los sistemas de almacenamiento permiten utilizar más energía renovable durante todo el día, disminuyendo las emisiones de carbono y ayudando a combatir el cambio climático, uno de los mayores desafíos del sector agropecuario global.
3. Mayor estabilidad energética: El almacenamiento de energía proporciona una fuente confiable de electricidad, incluso durante los cortes de energía o cuando no hay suficiente sol o viento. Esto es especialmente valioso en áreas rurales y remotas donde el acceso a la red eléctrica convencional a veces es limitado.
4. Fácil instalación y portabilidad: Los contenedores modulares son fáciles de transportar e instalar, lo que los convierte en una opción ideal para proyectos agroindustriales de todo tamaño. Su portabilidad permite que se adapten a las necesidades de cada productor, sin requerir grandes inversiones iniciales ni complejas infraestructuras.
Otras soluciones
Además de sus sistemas de almacenamiento de energía, CIMC Wetrans ofreció una serie de soluciones energéticas complementarias que ayudan al sector agropecuario a integrarse de manera más eficiente con las energías renovables, entre las que se destacan los contenedores solares equipados con paneles solares de alta eficiencia y los contenedores generadores de energía, diseñados para albergar grupos electrógenos, también permiten complementar la energía renovable con fuentes de respaldo cuando sea necesario, sin dejar de ser una solución respetuosa con el medio ambiente.
“Toda la línea agrícola está conformada por contenedores completamente nuevos o denominados one way, y su valor es altamente competitivo, salen lo mismo que comprar uno usado. Su equipamiento y estructura es de excelencia. Se entregan nacionalizados, personalizados y con certificaciones internacionales, nos ocupamos de la integralidad de la logística así como su transporte”, afirmó Parquet.
«Contamos con una flota propia de utilitarios y camiones para el transporte punto a punto, puerta a puerta, de esta forma garantizamos un servicio eficiente y de calidad que se traduce en un transporte 100% confiable”, concluyó la ejecutiva.
Para más información, visite www.cimcwetrans.com.ar
Oiltanking Ebytem, la compañía que opera la terminal de exportación de crudo de Puerto Rosales, en Bahía Blanca, planea ampliar sus instalaciones en un 50% para acompañar los envíos de crudo que transportará Oldelval desde Vaca Muerta a través de Duplicar Plus y Duplicar X.
Guillermo Blanco, vicepresidente de Oiltanking, comentó a EconoJournal que, ante el aumento de capacidad planeado por Oldelval, la firma ahora trabaja en dar respuesta a través de una nueva ampliación de su terminal que será puesta a consideración del directorio.
Con la puesta en marcha del proyecto Duplicar Plus se incrementará a 540.000 barriles diarios la evacuación desde la Cuenca Neuquina. Un segundo proyecto, el Duplicar X, que ya fue aprobado por Oldelval, permitirá sumar 125.000 barriles más al sistema que concluye en la terminal de Oiltanking. En este sentido, Blanco explicó que esto demandará una nueva obra “del orden de un 40 o un 50% de magnitud” con respecto a las instalaciones actuales.
“Este es un único sistema logístico. Si Oldelval aumenta su capacidad de bombeo y no tiene su correlato en el almacén, claramente hay algo que está faltando. Nosotros estamos trabajando, estamos planteando ideas y recibimos solicitudes de productores. Tenemos que hacer un proceso de autorización interno junto con nuestros socios y pronto podremos anunciar que también tendremos la parte que nos corresponde con una ampliación equivalente”, afirmó el viernes desde Allen, en la inauguración de la nueva planta de bombeo de Oldelval en Río Negro.
En relación al financiamiento, esta nueva ampliación se lograría con aportes de los productores y con una financiación interna en Argentina a través de Obligaciones Negociables (ON). “El mercado ha respondido y realmente ha sido muy bueno. Eventualmente sería de la misma manera”, confirmó el vicepresidente en relación a las obras actuales que demandaron una inversión de US$ 580 millones.
Oiltanking finalizará en abril dos de los seis tanques que construye y un nuevo muelle.
Finalizan dos tanques
Oiltanking lleva adelante la ampliación de su terminal marítima y la construcción de seis tanques de 50.000 metros cúbicos. Los planes de expansión de la empresa buscan que sus instalaciones estén aptas para contar con una capacidad de 86.000 m3/día desde la Cuenca Neuquina.
En este sentido, Blanco detalló que “para responder al aumento de caudal que trae Oldelval estamos construyendo además, una posición de muelle para recibir dos buques de importante tamaño: un Suesmax y un Aframax, uno de 160.000 toneladas y otro de 120.000 para reemplazar una de las monoboyas que tenemos, más una estación de bombeo para poder bombear simultáneamente a los dos buques y toda la infraestructura asociada”.
Oiltanking ya cuenta con uno de los tanques en servicio y en abril espera sumar otros dos. Mientras que el muelle estaría operativo el 22 de abril. Una vez terminada la obra, se espera que se pueda despachar entre 20 a 25 buques.
“Duplicar es un hito fantástico”
La compañía operadora de la terminal de exportación celebró la inauguración del proyecto Duplicar que Oldelval puso en marcha el pasado viernes 4. Blanco afirmó que “Oldelval es un partner importantísimo.Este es un único sistema logístico que tiene dos componentes: la parte que maneja Oldelval, que es el transporte del producto, y la parte de la terminal marítima, que es el gran almacén para recibirlo y exportarlo en buques. Este es un hito fantástico para la industria que esperamos acompañar dentro de muy poco tiempo con la inauguración de nuestras instalaciones”.
Vista Energy, el segundo mayor productor de petróleo no convencional de la Argentina, renovó su acompañamiento a las Becas Gregorio Álvarez con una inversión de 500.000 dólares, el doble de lo destinado el año pasado, según informaron desde la compañía. El anuncio se realizó en Buenos Aires durante un encuentro entre el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y el presidente y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio.
Galuccio aseguró que “la posibilidad de acceder a una beca tiene un impacto enorme en la vida de las personas. Tanto el gobernador como yo vivimos esa experiencia y logramos progresar gracias a una beca y al esfuerzo personal. Sabemos de la importancia que le asigna Rolando Figueroa a la educación y por eso redoblamos nuestro compromiso con este esfuerzo que lidera para que más neuquinos accedan a una educación de calidad. Apostamos a formar nuevos talentos que impulsen el futuro de la provincia y de la industria”.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y el presidente y CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio
Impacto
Desde Vista Energy además destacaron que la expansión de Vaca Muerta tiene un impacto profundo en Argentina y, en particular, en Neuquén y que para sostener este desarrollo en el tiempo, la educación es clave. Es por ello que impulsan iniciativas que fortalecen el capital social. Entre ellas, el apoyo a las becas Gregorio Álvarez que lidera el gobernador, pero también el programa Genera Neuquén, en alianza con Tecpetrol, con un fuerte enfoque en la educación técnica.
“A través de iniciativas como Genera Neuquén, y los programas realizados en conjunto con Fundación Cimientos, Enseña x Argentina, TicMas y otros, Vista Energy ya impactó en miles de jóvenes, fortaleciendo la educación en las zonas donde opera”, remarcaron desde la empresa.
Estos proyectos son clave para continuar ampliando el acceso a la educación y promover más oportunidades. La formación de nuevos profesionales será un desafío central para acompañar el crecimiento productivo que se proyecta en Vaca Muerta durante los próximos 10 años, concluyeron desde Vista.
El área energética del gobierno de Javier Milei está terminando de definir la forma y los tiempos en que autorizará un aumento real —por encima de inflación— de las tarifas de gas y electricidad a partir del 1º de mayo. No es un incremento más, sino que surgirá del proceso de revisión quinquenal (RQT) que los entes reguladores —el Enargas y el ENRE— están discutiendo con las empresas distribuidoras y transportistas.
La iniciativa apunta a garantizarle a los privados los ingresos económicos necesarios durante los siguientes cinco años para mejorar la calidad del servicio eléctrico en el AMBA y para incorporar, en el caso del gas natural, nuevos usuarios residenciales a las redes de distribución. Para dimensionar la particularidad de lo que se está discutiendo, basta decir que, en los últimos 25 años, el Estado sólo pudo empezar y finalizar una sola revisión tarifaria: la que se llevó adelante en 2017 durante la gestión de Cambiemos (aunque esa revisión tampoco llegó a cumplirse como consecuencia de la corrida cambiaria de 2019). Si hubiese cumplido con el marco regulatorio, tendría que haber realizado al menos cinco RQT’s, pero desde la caída de la Convertibilidad predominaron los congelamientos y atrasos tarifarios que impidieron este tipo de discusión de mediano plazo con las compañías reguladas de energía.
Matizar el impacto inflacionario
Desde la óptica de los funcionarios del gobierno, la complejidad de esta revisión, más allá de la negociación técnico-económica con las empresas, está ligada a cómo calzar los aumentos tarifarios que se desprendan del proceso con el plan macroeconómico del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, que orbita centralmente sobre la baja de la inflación. La necesidad, en esa clave, es que la suba del gas y la electricidad tenga —si no un efecto inocuo (algo imposible)— el menor impacto en la evolución del IPC.
Fuentes de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, adelantaron en febrero que el incremento real de las tarifas que avalará el gobierno durante 2025 no superará el 10%. Lo que no está claro aún es en qué velocidad se aplicará esa suba. Hasta hace 15 días desde la cartera energética indicaban que se aplicaría de manera gradual en tres o más cuotas. Pero algo cambió en las últimas dos semanas.
La novedad, en ese punto, es que finalmente el Ejecutivo se inclinaría por programar subas reales —por encima de la inflación— de forma mensual del Valor Agregado de Distribución (VAD), tal como se denomina al ingreso que perciben las distribuidoras, y del margen de transporte (lo que recaudan las transportistas) al menos por los próximos 12 meses, es decir, desde mayo de este año hasta abril de 2026. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes privados y del área energética del gobierno. Es algo similar a lo que sucedió en los últimos meses, cuando el gobierno habilitó subas del VAD y del margen de transporte por encima de la inflación para achicar el atraso que acumuló con las compañías reguladas durante parte de 2024. En abril, por ejemplo, el VAD de las distribuidoras de gas aumentó un 2,5% —la suba final en las facturas residenciales fue del 1,8%—, por encima del IPC proyectado para marzo.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, busca que la suba real de las tarifas impacte lo menos posible en la inflación.
Números
Lo que sucederá, en los hechos, es que los entes reguladores definirán, en primer lugar, una fórmula polinómica —basada en sólo dos indicadores, IPC e IPIM (precios mayoristas) para el caso de las empresas eléctricas— a fin de que las tarifas no se deprecien en términos reales frente a la nominalidad de la macroeconomía. Y en segundo lugar, diseñarán un esquema para que el aumento real del componente regulado de las tarifas —el VAD y el margen de transporte— que surja de los procesos de RQT se netee durante los próximos 12 meses.
«Así, por ejemplo, si de la revisión tarifaria de una empresa se desprende que su VAD debe aumentar en términos reales un 15% en 2025, todos los meses se reconocerá un actualización por inflación para que las tarifas no se deprecien y luego se irá aumentando alrededor de un 1% por mes durante los próximos 12 meses hasta llegar al incremento establecido en la RQT», explicó un ejecutivo del sector.
¿Eso significa que la factura final de los usuarios aumentará por encima de la inflación durante todos los meses desde mayo hasta abril del año próximo? No necesariamente. Si el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) o el precio de la energía en el mercado mayorista (PEST), que representan hasta un 50% del costo final de las facturas antes de impuestos, permanecen congelados terminarán absorbiendo el aumento del componente regulado que sí evolucionará por encima del IPC. Durante los meses en que el precio mayorista no varíe o varía menos que el IPC, la suba final del gas y la electricidad podría ser inferior a la inflación.
Rapetti: “Según las mejores proyecciones, la energía y la minería traerán u$s 50.000 millones para 2030. Se trata de un escenario muy beneficioso, pero son u$s 1.000 per cápita de exportaciones. Chile tiene u$s 3.000 per cápita con la venta de cobre”
Royon: “Si bien el RIGI está corriendo, todavía no tenemos ningún gran proyecto de cobre adentro. Para que eso cambie se tienen que resolver cuestiones como la Ley de Glaciares. También habría que repensar el Código Minero”
Gadano: “La Ley de Glaciares es una ley antiproductiva. Esto no significa que no haya que cuidar los recursos naturales. De Mendoza hacia el norte creció mucho la licencia social para la minería, pero en el sur sigue siendo un problema”
Carbajales: “Todavía necesitamos importar gas para cubrir el mercado interno. La buena noticia es que la Secretaría de Energía está dando los pasos necesarios para ampliar la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina”
Arceo: “Sin planificación estatal, el sector nuclear en la Argentina nunca hubiera existido. Y sin la reestatización de YPF y el cambio de políticas en el sector hidrocarburífero, el desarrollo de Vaca Muerta hubiera sido mucho más lento”
El crecimiento que en los últimos años mostraron las exportaciones de crudo y la sustitución de importaciones que promovió el gas de Vaca Muerta hicieron posible revertir el déficit de la balanza comercial energética de la Argentina. Un aporte similar se espera de la actividad minera, que hoy sigue teniendo al oro como su principal recurso de exportación, pero promete dar un salto cuantitativo de la mano del cobre.
El respaldo que la industria extractiva le brinda y le seguirá brindando a las arcas del país monopolizó el debate en la tercera emisión de la nueva temporada de Dínamo, episodio que contó con la participación de Nicolás Arceo, director de Economía y Energía; Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú; Julián Gadano, ex subsecretario de Energía Nuclear; Martín Rapetti, director ejecutivo de Equilibra; y Flavia Royon, ex secretaria de Energía y ex secretaria de Minería de la Nación.
Con un espíritu desarrollista, el análisis de estos temas atravesó la realidad del mercado cambiario, la instrumentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y las normativas ambientales que rigen a nivel nacional y provincial, entre otros ítems.
Cifras favorables
La balanza energética está de parabienes. Tras cerrar 2024 con un superávit superior a los u$s 5.600 millones, para este año se aguarda un saldo positivo de entre u$s 7.500 millones (cifra que prevé Arceo) y u$s 8.000 millones (proyección de Rapetti).
Según el director de Economía y Energía, en el primer bimestre de 2025 se exportaron 226.000 barriles equivalentes. “Se trata de un 50% más que en el mismo período del año pasado”, resaltó Arceo.
No obstante, advirtió el titular de Equilibra, resultará esencial seguir de cerca la evolución de las importaciones, que se elevarán por cuestiones técnicas. “Se importarán, como mínimo, u$s 25.000 millones más que en 2024”, estimó Rapetti.
Dicho incremento sería aún más alarmante, acotó Carbajales, si Vaca Muerta no recortara fuertemente los requerimientos de gas natural licuado (GNL). “Enarsa anunció la contratación de 24 buques, seis menos que el año pasado”, destacó el director de Paspartú.
¿Condenados a diversificar?
Aunque hay grandes expectativas puestas en el despegue de la industria minera y la energética luce bastante independizada de los avatares de la macroeconomía -tal como lo demuestra el caso de Vaca Muerta, que no dejó de crecer pese al cepo cambiario y a la elevada inflación-, ambos complejos no serán por sí solos la salvación económica del país. Así lo resaltó Rapetti, quien anticipó que la minería y la energía generarán en conjunto u$s 1.000 per cápita de exportaciones para 2030; es decir, un tercio de lo que mueve el cobre en Chile. “Estamos condenados a tener una matriz productiva mucho más diversificada de la que se piensa”, sentenció.
Para Gadano, sin embargo, la Argentina sólo recibirá capitales internacionales a gran escala por aquellos productos que puede ofrecer de manera competitiva, por lo que debe elegir bien sus prioridades estratégicas. Un buen ejemplo, citó, pasa por el uranio. “El país consume alrededor de 155 toneladas (Tn) anuales del recurso y posee reservas probadas por 25.000 Tn. Con los actuales precios, la actividad es rentable. Y la demanda mundial crecerá”, proyectó ex subsecretario de Energía Nuclear, quien también enfatizó la importancia de revertir la connotación negativa que en la agenda pública tienen conceptos como el “extractivismo”.
Agenda exportadora
Consciente de que la falta de dólares configura un problema estructural para la economía local, Royon consideró clave remarcar que “ningún sector económico sobra”. “Lo que necesitamos es un desarrollo exportador de alto impacto en todos los segmentos”, definió.
Para ilustrar la lentitud con la que viene desenvolviéndose ese proceso, se refirió al tan mentado “boom del litio” en el norte del país. “Hoy exportamos carbonato de litio por sólo u$s 650 millones, frente a los u$s 43.000 millones de Perú y los u$s 57.000 millones de Chile”, comparó la ex titular de la cartera minera a nivel nacional, quien también se lamentó de que todavía no haya ningún gran proyecto de cobre adherido al RIGI, por lo que planteó una doble necesidad: la de abordar los desafíos ligados a la normativa ambiental, por un lado, y la de repensar el Código Minero, por otro.
Más allá de todo, acotó Carbajales,de poco servirá la consolidación de esa agenda exportadora si las autoridades se desentienden de los principales retos sociales y económicos a sortear. “El desarrollo productivo debe traducirse en crear empleo y bajar la pobreza”, sintetizó.
Reconversión y formación
Otro escenario desafiante que puede abrir oportunidades está dado por la eventual reconversión productiva del Golfo San Jorge. No obstante, tal como señaló Arceo, no será tan simple suplir los niveles de actividad y empleo que la extracción de crudo le brindó a Chubut durante tantas décadas. “Si pensamos en el uranio, por caso, hay un problema de magnitud. Un proyecto uranífero de u$s 70 millones son cinco pozos de petróleo”, cuantificó el analista, quien de todos modos aclaró que la producción hidrocarburífera no desaparecerá de inmediato.Para abordar esta cuestión será fundamental potenciar la formación de recursos humanos, desde la óptica de Carbajales, quien se reservó el cierre del episodio para recordar que hace exactamente un siglo Albert Einstein vivió durante un mes en Buenos Aires. “Esa visita generó un auge de las ciencias en el país. Y hoy me permite hacer el desagravio de decir que lo mejor que tiene la Argentina son los argentinos”, concluyó.
La compañía Oleoductos del Valle SA. (Oldelval) inauguró este viernes el proyecto Duplicar, una obra de infraestructura que permite aumentar de 225.000 a 540.000 barriles diarios la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico y destrabar el cuello de botella que limitaba la producción proveniente de la Cuenca Neuquina. La obra demandó una inversión de 1.400 millones de dólares y se estima que podrá generar divisas por 8.000 millones de dólares anuales.
“Dimos un giro copernicano para la industria”, expresó Ricardo Hosel, CEO de Oldelval en conversación con EconoJournal. “Con 1.400 millones de dólares de inversión esta es la obra de infraestructura más grande de los últimos 20 años de Argentina”, afirmó.
La inauguración tuvo lugar en la Estación de Bombeo de Allen y contó con la presencia de la secretaria de Energía, María Tettamanti, el subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, y representantes de las petroleras. En cambio, los grandes ausentes fueron el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck y el de Neuquén, Rolando Figueroa.
La ausencia del mandatario rionegrino no pasó percibida. La obra de Oldelval no solo representa un hecho histórico para la industria, sino que además la mayor parte de su traza recorre la provincia de Río Negro. Fuentes consultadas por EconoJournal indicaron que Weretilneck aún mantiene una disputa con las operadoras por el Vaca Muerta Sur (VMOs), el proyecto que lidera YPF para exportar crudo desde Sierra Colorada. El mandatario rionegrino pretende cobrarle a las petroleras una tarifa por su paso. Las negociaciones están en la recta final, aunque aún no concluyeron.
El ducto
El ducto que nace en la Estación de Bombeo de Oldelval tiene una longitud de 545 kilómetros que suma a la red de la compañía una capacidad de 315.000 barriles diarios, permitiéndole pasar de transportar de 225.000 barriles día a 540.000 desde la terminal de Oiltanking, en Bahía Blanca.
El directivo de la firma destacó que este nuevo oleoducto “va a permitir que Vaca Muerta pueda explotar todo su potencial ya que en los últimos tres años no podía por las restricciones en el transporte”.
Oldelval -que tiene entre sus accionistas a YPF (37%), ExxonMobil (21%), Chevron (14%), PAE (11,9%) Pluspetrol (11,9%) y Tecpetrol y Pampa Energía (2,1%) había logrado en 2022 la prórroga de la concesión por 10 años, hasta 2037 por parte de la Secretaría de Energía. Tiempo después presentó el proyecto de Duplicar con el fin de acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y ampliar los envíos de crudo hacia el Océano Atlántico.
El 100% del proyecto Duplicar tendrá destino de exportación y se estima que generará divisas por 8.000 millones de dólares anuales.
La obra
“Fue un desafío de proporciones, desde el punto de vista técnico como humano, atravesando el país de este a oeste, repotenciando estaciones de bombeo que estaban en plena capacidad de operación y tareas de ingeniería extremadamente complejas que tuvimos que llevar adelante de un día para el otro por la velocidad de crecimiento de la cuenca”, expresó Hosel.
Federico Zárate, gerente de Proyectos de Oldelval, agregó que la obra se finalizó dos meses antes de lo previsto, pese a los desafíos que debieron enfrentar como dificultades en las importaciones y en materiales o en la traza del oleoducto, que implicaron el paso por dos provincias, el cruce de ríos y la gestión de permisos ambientales.
“Pero lo más importante es que fue una gran oportunidad para innovar y crecer como equipo: soldamos 525 kilómetros de caños de 24 y 30 pulgadas, ejecutamos 120 mil pulgadas de soldaduras en estaciones de bombeo, 200 cruces especiales como el arroyo Pareja y el Río Colorado”.
Para concretar el Duplicar, además intervinieron en el proyecto 224 proveedores y se demandaron 2.553 trabajadores de forma directa y más de 6.000 de manera indirecta.
Nuevos proyectos
Oldelval planea continuar ahora con dos grandes proyectos: Duplicar X y Duplicar Norte. La primera obra es un ducto paralelo al Duplicar que permitirá sumar otros 125 mil barriles diarios para exportación. Demandará una inversión de 500 millones de dólares y se estima comenzará a construirse a mitad de año y se estima que estará finalizada a mitad del 2026.
“Con Duplicar y Duplicar X la capacidad de evacuación de la Cuenca va a llegar a los 900 mil barriles por día y va a darle un potencial a Vaca Muerta que nunca tuvo”, indicó Hosel a EconoJournal,
Duplicar Norte es una ampliación hacia el norte de Neuquén, hacia Puesto Hernández a través de un ducto de 200 kilómetros y demandará 400 millones de dólares de inversión. Se espera que la primera etapa esté concluida en el 2026.
Hosel afirmó que ambos proyectos aplicarán al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para poder adherir a los beneficios que establece el proyecto incluido en la Ley de Bases.
HIMOINSA, fabricante global de soluciones de tecnología energética, ha desarrollado un nuevo sistema de acumulación a baterías EHR con el objetivo de seguir completando su línea de producto de sistemas de acumulación y distribución de energía a baterías. Se trata del modelo EHR 90/130 que duplica la potencia respecto a los modelos existentes hasta ahora y alcanza los 130 kWh.
Esta nueva solución de mayor potencia optimiza la gestión energética, reduce las emisiones y simplifica la operativa de costes diaria. Un nuevo producto que será presentado en Bauma, la mayor cita anual en la que se congregan los principales agentes de la industria de la construcción, minería y alquiler de equipos.
“El nuevo EHR es, sin duda, un paso más en nuestro plan de desarrollo de soluciones de energía electrificada, en el que pretendemos seguir desarrollando hasta alcanzar los 2MW de potencia”, explicó Christopher Autey, Global Product Manager de Soluciones Basadas en Baterias de HIMOINSA
“Junto a este nuevo modelo que presentamos, podemos decir que ya estamos trabajando en el desarrollo del siguiente prototipo; el EHR 300/600, que supondrá un gran salto en términos de potencia y capacidad de almacenamiento”, añadió.
Tecnología avanzada para un rendimiento superior
El modelo EHR 90/130 incorpora importantes mejoras tecnológicas que aumentan su rendimiento y garantizan su facilidad de uso:
Mayor capacidad de almacenamiento: 130 kWh gracias a sus 36 baterías LFP (LiFePO4), que ofrecen una vida útil de hasta 50.000 horas y más de 6.000 ciclos al 90% DoD, lo que supone hasta 15 años de vída útil.
Nuevos inversores: 6 inversores con capacidad de sobrecarga hasta el 200% para arranques de motores eléctricos.
Acceso independiente y dedicado a dispositivos de control y monitorización con una puerta en la parte posterior de la unidad.
Conectividad total: Integración con la plataforma C4Cloud, permitiendo la monitorización y gestión remota de todos los parámetros operativos.
Cuadro de control y pontencia, con una capacidad duplicada de entrada de 200A desde una red o grupo electrógeno, con opción de conexión en barras o en Powerlocks que permite una instalación segura y rápida, gracias a las protecciones electricas tanto para la entrada con la salida de utilización. Además dispone de bases de alimentación auxiliares.
Bypass automático opcional en todo la gama: En caso de fallo, el sistema HICORE transfiere automáticamente la carga de la red o del grupo electrógeno a la salida, garantizando un suministro ininterrumpido.
HICORE: el núcleo inteligente del EHR
El sistema de gestión inteligente HICORE, desarrollado por HIMOINSA, es el centro neurálgico del EHR, ofreciendo una gestión energética avanzada. Este sistema selecciona automáticamente la fuente de energía más favorable según la demanda, optimizando el rendimiento y reduciendo el consumo.
Gracias a su modo Plug&Play, la configuración inicial es rápida y sencilla, y la conectividad a través de C4Cloud asegura un control total desde cualquier dispositivo, con acceso inmediato a informes de rendimiento, alertas y análisis de eficiencia energética. Esta capacidad de monitorización no solo mejora la eficiencia operativa, sino que también reduce el tiempo de inactividad y optimiza la planificación del mantenimiento, lo que se traduce en una mayor rentabilidad y un menor coste total de propiedad (TCO).
“El sistema HICORE es un desarrollo más enmarcado en la gran apuesta de la compañía por la conectividad, tejiendo un ecosistema de equipos conectados con todos los beneficios que ello conlleva en términos de monitorización remota, gestión avanzada y seguridad operativa”, remarcaron desde la empresa.
Parte de una solución integral: Mobile Power Solutions
Los sistemas de acumulación y distribución de energía a baterías forman parte del porfolio de producto Mobile Power de HIMOINSA. Bajo el enfoque ALL IN ONE, la compañía ofrece tres diferenciadas líneas de producto; grupos electrógenos, torres de iluminación y sistemas EHR con el concepto One-Stop Shop, permitiendo a sus clientes cubrir todas sus necesidades energéticas con un único proveedor.
La Cámara de Producción y Exploración de Hidrocarburos (CEPH) informó que la producción de petróleo en la Argentina podría superar a fin de año el récord histórico de 847.000 barriles diarios (bdp) alcanzado en 1998. La entidad destacó además que, por el aumento de las exportaciones de crudo, a fin de año la balanza comercial energética podría acumular un superávit de US$ 7.500 millones. El aumento de la producción y las exportaciones está impulsado centralmente por la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
“Animada por la convergencia de precios locales e internacionales, la industria apuesta a fortalecer en el 2025 el crecimiento consignado por los registros oficiales del año anterior”, sostuvo la CEPH en un comunicado difundido esta semana.
Además, la entidad remarcó que en 2024 la industria llegó a la producción de 717.000 bdp, resultando ser el mayor volumen de los últimos 17 años en el país. “La industria prevé que esta trayectoria ascendente se sostendrá, lo que permitiría batir el récord productivo de finales de la década de 1990 en los próximos meses”, afirmó la cámara.
La CEPH también destacó la producción de 139.000 metros cúbicos (m3) de gas natural de 2024 supera los registros de los últimos años.
Superávit
La CEPH subrayó que en el primer bimestre la balanza comercial energética registró un superávit de US$ 1.321 millones, es decir, un 35% más que en idéntico período de 2024. A fin de año podría acumular un superávit de US$ 7.500 millones. Según informó este jueves la Secretaría de Energía, las exportaciones de combustible y energía durante enero y febrero de este año alcanzaron los US$ 1.757 millones.
Apuntaladas prioritariamente en las ventas de crudo, las exportaciones energéticas se incrementaron un 20%, mientras que las importaciones disminuyeron un 10%, “dinámica que erige al sector en un pilar clave del resultado positivo del comercio externo del país”, resaltó la cámara.
El desempeño positivo de la producción y las ventas externas, fundamentalmente de petróleo, están alentadas por la confluencia del precios del barril de crudo: “Esta comunión entre el precio doméstico y externo disminuye drásticamente la incertidumbre de la inversión, impulsa la sustentabilidad de toda la cadena de valor y ayuda a la integración del país con los mercados globales”.
La CEPH identificó otros estímulos para el aumento de la producción de hidrocarburos en 2025. En primer lugar, “el fin de las restricciones cambiarias ayudará a convertir a la Argentina en un país confiable como proveedor de gas y petróleo del mundo”.
Otro motor clave en el actual auge de los hidrocarburos “es el desarrollo de lainfraestructura que facilita el drenaje de los recursos hacia centros de consumo y el mercado internacional”.
Por último, la cámara indicó que “los cambios regulatorios concretados para ejecutar grandes obras también son un estímulo potente para la industria, que sigue enfrentando el desafío de ganar competitividad, bajando aún más sus altos costos operativos”.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, anunció este jueves una convocatoria a operadoras y empresas de servicios para ampliar la exploración del Macizo del Deseado – un área con gran potencial minero. El objetivo es generar empleo genuino a través de formación técnica con becas para jóvenes santacruceños. El anuncio fue en el marco de la presentación de un nuevo ciclo de capacitación minera que puso en marcha la gobernación a través del Consejo Provincial de Educación.
La idea es avanzar en un plan que permita explorar el 80% del Macizo del Deseado que aún no ha sido desarrollado. «Vamos a dar un paso adelante, a trabajar en un esquema impositivo que atraiga inversiones y que nos permita explorar lo que otros nunca terminaron de hacer«, aseguró el mandatario santacruceño.
Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz
“No entiendo por qué durante todos estos años no lo terminaron de hacer. Nosotros lo vamos a hacer, porque necesitamos empleo para todos los hijos que nacimos en esta tierra o que tomamos esta tierra como adopción para vivir y construir un camino de vida”, aseveró.
El acto fue encabezado por el Gobernador junto a la presidenta del Consejo Provincial de Educación, Iris Rasgido; y la presidenta de la Cámara de Empresarios Mineros de Santa Cruz (CAMICRUZ), Verónica Nohara. Participaron también los intendentes Pablo Carrizo (Caleta Olivia), Pablo Anabalón (Pico Truncado), Matías Treppo (Perito Moreno), y Zulma Neira (Los Antiguos) y el comisionado de Fomento Tomás Cabral (Koluel Kayke), además del ministro de Gobierno, Nicolás Brizuela, diputados provinciales, referentes sindicales y representantes de operadoras mineras.
Formación
Mediante el Consejo Provincial de Educación, la gobernación de Santa Cruz puso en marcha esta política pública que apunta a fortalecer el vínculo entre educación, producción y empleo. En una primera etapa, 350 jóvenes de siete localidades recibirán becas de $220.000 mensuales durante cuatro meses para capacitarse en el sector minero. El plan incluye instancias teóricas y prácticas, visitas a yacimientos y contacto directo con la actividad productiva.
Sobre esto Vidal aseguró: “Queremos que los recursos de Santa Cruz generen oportunidades reales para quienes nacimos o elegimos vivir acá. Vamos a trabajar en un esquema que promueva el desarrollo con trabajo genuino para nuestra gente”.
“El recurso es nuestro. El Estado debe ser garante y generar condiciones. Hace muchos años dejamos de ser creíbles. Ahora nosotros nos animamos, damos un paso adelante, generamos una política de Estado para atraer inversiones. Pero no a cualquier precio: queremos trabajo, producción, desarrollo local y respeto por la tierra que habitamos”, marcó el mandatario.
También convocó a los jóvenes para impulsar el desarrollo local ya que planteó que “la capacitación no debe ser tomada como algo pasajero. Es una oportunidad real de formarse y acceder a un empleo en un contexto económico difícil. Por eso pedimos responsabilidad, esfuerzo y respeto por las normas de convivencia en cada yacimiento. Nosotros estamos invirtiendo recursos que no tenemos, haciendo un esfuerzo enorme. Pero solos no alcanza: ahora el compromiso tiene que ser de ustedes”.
Por último, Vidal anticipó que una segunda etapa del programa estará a cargo de FOMICRUZ, y convocó a las empresas del sector a sumarse al proceso formativo y productivo que se inicia. “Dimos el primer paso. Vamos fuerte con esto. Ahora es el turno de ustedes”, concluyó.
Válvulas Worcester de Argentina (Valbol) apuesta al crecimiento y la innovación en la industria del petróleo y gas. Es por esto que la compañía abrió un nuevo centro de distribución en Neuquén. “Nuestro nuevo Warehouse-Neuquén refuerza el compromiso con la eficiencia y el abastecimiento ágil para las operaciones en Vaca Muerta”, destacaron desde la firma.
La industria del petróleo y gas en la Argentina, apalancada en el desarrollo de la formación no convencional es uno los pilares del impulso de nuestro país. La tracción que esta industria generará en su cadena de valor será sin dudas un motor para el crecimiento. “En Valbol, como parte integrante de esa cadena de valor desde hace más de medio siglo, no estamos ajenos a esta realidad y es por ello que invertimos constantemente en el desarrollo de más y mejores soluciones para nuestros clientes”, aseveraron desde la empresa.
El nuevo centro de distribución
El nuevo Warehouse está ubicado en el «Parque Industrial Neuquén, Ruta 7-PIN Este».
El centro tiene como objetivo ofrecerles a los clientes un punto de abastecimiento de productos Valbol a menos de 100 kilómetros del epicentro de Vaca Muerta, según precisaron.
Productos
Entre los productos que ofrecerá la compañía en su nuevo centro de distribución se destacan: válvulas para todos los procesos (esféricas, mariposa, cuchillas, globo) y equipos especializados. Desde la firma aseguraron que la meta es reducir los tiempos de abastecimiento y brindar un servicio de asesoramiento y cotización.
“Brindamos soluciones en el control y manejo de fluidos, generamos valor hacia el cliente en nuestras propuestas, garantizamos seguridad en sus operaciones, a partir de procesos de innovación continua y contribuimos en el cuidado del medio ambiente”, remarcaron.
El Economic ForumLatam, el evento con foco en economía y finanzas, celebrará su decimoprimera edición en Parque Norte. Se espera la participación del ministro de Economía, Luis Caputo; el presidente de la Nación, Javier Milei; entre otros disertantes.
La jornada tendrá lugar el 8 de mayo y se desarrollará bajo el título «Dónde estamos y hacia dónde vamos». Tendrá fines solidarios ya que lo recaudado será donado a beneficio de programas solidarios de la Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez. Se desarrollará bajo el título
Se trata de una organización sin fines de lucro que colabora de manera activa desde 1956 con la misión de generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del Hospital.
Objetivo
El evento tiene como objetivo generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad. Los oradores, generalmente políticos, economistas, analistas, periodistas y otros referentes son ad honorem.
TGN fue reconocida por Great Place to Work entre las empresas que ponen a las personas en el centro de su estrategia, privilegiando el bienestar laboral. El ranking evaluó a 340 empresas argentinas y, en la categoría de 251 a 1000 colaboradores, TGN fue reconocida entre los mejores lugares para Trabajar (GPTW).
La encuesta realizada por la prestigiosa ONG arrojó resultados que reflejan las experiencias y emociones de quienes integran el plantel de TGN:
89% de sus empleados considera que es un excelente lugar para trabajar, un porcentaje superior al promedio de las empresas del mercado que se sitúa en el 85%;
92% de los empleados considera que los líderes de Transportadora de Gas del Norte gestionan el negocio de manera honesta y ética;
89% valora la flexibilidad para equilibrar su vida personal y profesional;
90% del personal percibe un trato justo sin importar su posición dentro de la empresa;
93% se siente orgulloso de trabajar allí;
89% asegura que puede mostrarse tal cual es en su lugar de trabajo.
“Estos guarismos adquieren mayor relevancia si se tiene en cuenta que en la plantilla de TGN conviven cuatro generaciones distintas con una vasta heterogeneidad entre sus colaboradores”, destacaron desde la compañía.
Reconocimiento
Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN, expresó: “Trabajamos en cultivar una mentalidad que impulse a las personas a pensar diferente y atreverse a probar ideas que nos lleven a un siguiente nivel como organización. Para esto, es clave que se sientan seguras de expresarse, opinar y cuestionar, estimulando la creatividad a través de la combinación de perfiles y experiencias. Es un win-win, en donde las personas tienen la oportunidad de aprender de otros y a la vez trabajamos para acompañar a la estrategia de la compañía”.
“TGN recibe con orgullo este reconocimiento, que pone en valor la gestión diaria y las actividades que se llevan adelante para promover un buen clima laboral que potencie el crecimiento profesional de cada uno de los integrantes de la compañía”, concluyeron desde la compañía.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín: y el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal; firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en la provincia a la empresa provincial estatal Fomicruz. A través de este acuerdo, la provincia y la petrolera definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros puntos.
Tras la firma del MOU, Marín expresó: “Quiero agradecer al gobernador de Santa Cruz por el trabajo que realizamos para llegar a este acuerdo que es beneficioso para ambas partes”.
El ejecutivo de YPF agregó que “la provincia podrá avanzar en el desarrollo de un nuevo ecosistema de pymes que van a poder continuar potenciando la actividad convencional y por nuestro lado, la compañía continuará poniendo foco en su estrategia 4×4”.
Los bloques
Los Bloques incluidos en el entendimiento son: Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal- Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado – El Cordón, Los Perales – Las Mesetas, Cañadón León – Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida – Las Heras.
En estos últimos tres bloques, durante 2023 se realizaron en total 95 workover (reparaciones de pozos) con solo 23 resultados positivos (24,2%). Además, hubo 83 perforaciones (drilling) con apenas 20 resultados positivos (24,1%).
El Memorando se firmó hoy en la casa de la provincia de Santa Cruz en Buenos Aires y se encuentra sujeto a la aprobación del Directorio de YPF.Además de las áreas se encuentran incluidas las concesiones de transporte asociadas a ellas, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado difundido por la mañana de este miércoles.
“Es fundamental destacar que esta propuesta no requiere de aportes del Tesoro Nacional. Se autofinancia”, aseguró el 7 de junio de 2021 en la Cámara de Diputados el entonces interventor de Enargas, Federico Bernal, cuando fue a defender el proyecto de ampliación del Régimen de Zonas Frías. El funcionario aseguró en ese momento que el subsidio a los 850 mil hogares de la Patagonia, la Puna y Malargüe se financiaba con un recargo de 4,46% pagado por los usuarios del resto del país y que la ampliación a otros 3,1 millones de hogares se iba a poder solventar elevando ese recargo a 5,4% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte.
Desde la oposición remarcaron que no había cálculo matemático capaz de respaldar esa afirmación, pero el proyecto igual se aprobó. Como era de esperar, la ampliación no se financió con ese recargo y en la actualidad es el Tesoro el que pone la diferencia. El gobierno elevó este martes el recargo de 5,4% a 6% para reducir el aporte del erario público, pero fuentes oficiales destacaron a EconoJournal que deberían aumentarlo a 10% para que se autofinancie como había prometido Bernal.
El régimen de “zonas frías” alcanzaba en 2021 a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias. La ley 27.637 sumó a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.
Desde entonces, los 4 millones de hogares beneficiados obtienen descuentos de 30% sobre la factura final, pudiendo llegar al 50% si son jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo o electrodependientes.
Un dato que pasó relativamente desapercibido fue que dicha norma incorporó también en su artículo 4 como potenciales beneficiarios a localidades de las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, San Luis, Mendoza, San Juan, La Rioja, Catamarca, Salta y Jujuy que en el futuro sean abastecidas con gas natural o gas licuado de petróleo de uso domiciliario, las cuales deberán recibir el beneficio a partir de ese momento en forma automática.
Un régimen desnaturalizado
La ampliación desnaturalizó el régimen original que había sido diseñado para beneficiar fundamentalmente a la Patagonia no solo en base al rigor climático imperante en esa región, sino también tomando en cuenta motivos de orden socioeconómicos y geopolíticos.
La sustentabilidad de ese sistema de zona fría ampliado, que, pese a lo dicho por Bernal, no se autofinanciaba ni siquiera en sus inicios, empeoró significativamente luego de la aprobación de la ley 27.637 porque, como destacó la consultora Economía y Energía, el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al régimen, mientras que en las provincias que quedaron fuera del programa la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.
“Con la creciente concentración de los beneficiarios en las provincias más favorecidas económicamente y la persistente falta de un enfoque sostenible en el consumo de gas, el Régimen de Zona Fría parece estar en una encrucijada que exige una revisión profunda para garantizar que el beneficio sea justo y eficiente para todos los sectores del país”, cuestionó el informe. “Hoy el alcance de este instrumento es de un 49% de los usuarios argentinos, incluyendo a la zona con el Producto Bruto Interno (PBI) per cápita más alto del país”, precisó Nicolás Arceo, titular de la consultora, al ser consultado por el informe en la última emisión de Dínamo.
El gobierno busca modificar este régimen que desvirtuó el esquema original y en la actualidad beneficia incluso a hogares de altos ingresos de zonas ricas del país. Sin embargo, al haber sido aprobado por ley resulta difícil que los legisladores convaliden una marcha atrás y menos en un período electoral. Por lo tanto, lo que se decidió es comenzar e incrementar el recargo.
El diputado José Luis Ramón celebra con una frazada la ampliación del Régimen de Zonas Frías en 2021..
¿Qué es el Fondo Patagónico?
El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, conocido como Fondo Patagónico, fue creado por la ley 25.565, ley de Presupuesto 2002, con la intención de compensar las tarifas de gas natural de la región patagónica y el departamento mendocino de Malargüe. Al año siguiente se sumó la región de la Puna. Además, subsidia la venta de cilindros, garrafas de GLP y gas propano comercializado a granel en las mismas zonas.
El Fondo se financia con un recargo que pagan los usuarios del resto del país y las distribuidoras transfieren al productor que opera como agente de retención. La ley 25.565 establece en su artículo 75 que ese recargo puede ser de hasta el 7,5% sobre el precio del gas natural en punto de ingreso al sistema de transporte, por cada m3 de 9.300 kilocalorias y se aplica a la totalidad de los metros cúbicos consumidos y/o comercializados por redes. No obstante, la ley 27.637 modificó en su artículo 2 el cuarto párrafo de ese artículo 75 autorizando al Poder Ejecutivo a aumentar o disminuir hasta un 50% el porcentaje tope de recargo. Por lo tanto, en la actualidad podría ser subido hasta un 11,25%.
En mayo de 2002 el valor del recargo se fijó en 0,004 pesos por m3 a través del decreto 786/2002 y se precisó que dicho valor sería establecido por el Ministerio de Economía a propuesta del Enargas. En noviembre de 2017 el Ministerio de Energía fijó el recargo en 2,58% a través de la resolución 474/17 con el objetivo de que dicho fondo pudiera financiar la totalidad del costo de las tarifas diferenciales.
En septiembre de 2018 se volvió a actualizar ese valor y se lo llevó a 2,96% a través de la resolución 14/218. En mayo de 2019 el Enargas estimó que era necesario elevar ese porcentaje al 4,46% para garantizar el normal financiamiento del fondo y la Secretaría de Energía convalidó ese nuevo porcentaje a través de la resolución 312/19. En junio de 2021 la ley 27.637 subió el porcentaje al 5,4% y ahora el gobierno de Javier Milei lo elevó a 6% a través de la resolución 356/2025.
El presidente de EE.UU., Donald Trump, reveló este miércoles los aranceles «recíprocos» que comenzarán a cobrar sobre las importaciones en los próximos días. Tras presentar los aranceles, que serán del 10% sobre las importaciones desde la Argentina, la Casa Blanca aclaró quelas importaciones de petróleo crudo, gas natural y otros ítems estarán exentas de pagar estos nuevos aranceles, a fin de evitar un aumento en el precio final de los combustibles y de las tarifas de energía y gas natural.
La administración Trump había marcado el miércoles dos de abril para celebrar el «Día de la Liberación», un evento que no era ni más ni menos que el anuncio de los denominados aranceles «recíprocos». El objetivo es establecer aranceles supuestamente proporcionales a los impuestos que pagan las exportaciones de los EE.UU. para ingresar en cada país.
El presidente finalmente anunció un arancel general mínimo del 10% que comenzará a regir a partir del sábado cinco de abril y alcanzará a la mayoría de los países, incluyendo a la Argentina.
En cambio, se aplicarán aranceles superiores al 10% sobre las importaciones desde unos 60 países. Por ejemplo, las importaciones desde China pagarán un arancel del 34%, y desde los países que integran la Unión Europea pagarán un 20%.
“Les cobraremos aproximadamente la mitad de lo que nos han estado cobrando, así que los aranceles no serán totalmente recíprocos”, dijo Trump desde el Jardín de las Rosas en la Casa Blanca. “Podría haberlo hecho, supongo, pero habría sido difícil para muchos países y no queríamos hacerlo”, añadió.
Petróleo y gas no pagarán los aranceles
Mientras que los anuncios tuvieron un fuerte impacto en la apertura de los mercados en Asia, los mercados de commodities se mostraron menos volátiles. La Casa Blanca aclaró que las importaciones de petróleo crudo y gas natural quedaron exentas del pago de estos nuevos aranceles.
El American Petroleum Institute (API), la principal asociación de la industria petrolera estadounidense, celebró la exclusión del pago de aranceles sobre las importaciones de energía.
«Celebramos la decisión del presidente Trump de excluir el petróleo y el gas natural de los nuevos aranceles, lo que subraya la complejidad de los mercados energéticos globales integrados y la importancia del papel de Estados Unidos como exportador neto de energía. Seguiremos trabajando con la administración Trump en políticas comerciales que apoyen el dominio energético estadounidense», dijo el presidente y CEO de API, Mike Sommers.
Las importaciones de acero, aluminio, cobre y oro también quedaron exentas de pagar estos nuevos impuestos. Las importaciones de acero y aluminio ya estan pagando un arancel del 25%, dispuesto por la administración actual.
Trump presentando los aranceles recíprocos para cada país.
Milei con Trump
Si bien la Argentina engrosa la lista de los países menos afectados (que pagarán el arancel mínimo del 10%), el tema podría ser abordado por el presidente Javier Milei en una posible reunión con Donald Trump en las próximas horas en los EE.UU. Pero el objetivo prioritario es lograr un respaldo más contundente del gobierno estadounidense en las negociaciones entre la Argentina y el Fondo Monetario Internacional por un nuevo desembolso de US$ 20.000 millones.
Milei asistirá a la “Gala de los Patriotas Americanos”, organizada por la ONG “We Fund the Blue”, en la que recibirá el premio “Make America Great Again” (MAGA). El evento se llevará a cabo en Mar-a-Lago, la residencia privada de Trump. Fuentes oficiales del gobierno indican que podría llevarse a cabo un encuentro informal entre ambos durante la gala.
La secretaria de Ambiente de Neuquén, Leticia Esteves, alertó que la licencia ambiental podría ser el próximo cuello de botella que deberán enfrentar las empresas que operan en Vaca Muerta y afirmó que las compañías que están presentes en la Cuenca Neuquina deberán presentar en sus proyectos planes para la gestión de residuos.
Leticia Esteves, secretaria de Ambiente de Neuquén, aseguró las operadoras petroleras deben comprometerse con la gestión de residuos.
Durante su participación en el panel El sector público: un doble click en la agenda ambiental que se realizó en el evento Vaca Muerta Insights que organizó EconoJournal junto a LMNeuquén y Más Energía, la funcionaria aseguró que “el 2024 cerramos con 630 pozos perforados. Cada uno genera 800 metros cúbicos de residuos de cutting. No tenemos certezas de cuántos pozos se perforarán este año, pero uno puede saber que el crecimiento va a ser exponencial y todo ese residuo representa récord de generación en la industria”.
Esteves afirmó en relación a las empresas petroleras que “hay una responsabilidad de cada jugador que está faltando” y criticó que el cuidado del medioambiente no esté en la agenda prioritaria de la industria: “Siempre hablamos de la seguridad jurídica, de la macroeconomía, el tipo de cambio, los cuellos de botella en infraestructura como las rutas y la licencia social, pero hay que trabajar con la licencia ambiental que hoy está garantizada, pero si no empezamos a invertir en la gestión de residuos, será el próximo cuello de botella”.
Esteves comentó que durante los años previos, el gobierno provincial habilitó cuatro rellenos de seguridad para la disposición de residuos petroleros y sostuvo que esta medida debería tomarse como último recurso: “Hay que volver a invertir en tratamiento in situ en la locación, en biorremediación e instalar más hornos en la provincia. Entiendo que lo más fácil es el relleno, pero cada uno genera una zona de sacrificio que estamos dejando en el suelo neuquino. Arriba de ese suelo no se van a poder construir viviendas o generar urbanizaciones y nosotros no queremos más zonas de sacrificio”.
En este contexto, se refirió al caso Comarsa, la planta tratadora de residuos peligrosos que se ubicaba en Neuquén capital y que tras su traslado a Añelo abandonó toneladas de desechos petroleros en un predio. Remarcó que su gestión encabeza las tareas de remoción de esos residuos y comentó que a la fecha “se trasladaron 1.000 camiones. Estoy comprometida con eso porque no podemos tener ese pasivo ambiental ahí. Claramente fallaron los controles del gobierno y hay una responsabilidad de las empresas porque no se deslindan una vez que reciben la disposición final, son dueños del residuo toda la vida”.
Ampliación de Vaca Muerta
La secretaria de Ambiente comentó durante el panel que también está en conversaciones con empresas como Tecpetrol -que apuesta al desarrollo de Vaca Muerta en cercanías a Rincón de los Sauces, al igual que Pampa Energía con Rincón de Aranda- para que incorporen la gestión de residuos en sus proyectos. En este sentido, agregó que existe una gran distancia entre estos yacimientos y Añelo como para trasladar los residuos en camiones y manifestó que “hay que empezar a invertir hoy porque lo que no hagamos ahora, en tres años va a ser tarde. La gestión de residuos tiene que ser parte fundamental de la agenda de las empresas porque no queremos seguir generando zonas de sacrificio y porque creemos que no es un gasto más sino una inversión”.
Mantas oleofílicas
Por otro lado, la secretaria de Ambiente se refirió a la eliminación de la Resolución 159que obligaba a las empresas al uso de mantas olefílicas. La legislación fue eliminada tras mantenerse vigente por 10 años. En este sentido, declaró que la norma “encorsetaba en un solo método por lo que decidimos eliminarla para que se pueden utilizar un montón más. Abrimos la posibilidad a otros métodos que hacen a la sustentabilidad de Vaca Muerta, como las bandejas”.
Recalcó que la norma no va en contra de su uso sino que apunta a permitir el uso y la combinación de otros nuevos: «La misma semana que eliminamos la Resolución 159 le dimos ingreso a las mantas que elaboró el Conicet. Hasta el día de hoy no vimos grandes cambios, pero sí algunas empresas manifestaron su voluntad de cambiar las mantas por otras metodologías que tienen que ser validadas y habilitadas por la Secretaría de Ambiente», finalizó.
El gigante suizo Glencore designó a Martín Pérez de Solay como su nuevo CEO en la Argentina. El ejecutivo trabajará estrechamente con el equipo existente en el país para llevar adelante proyectos de cobre como El Pachón y MARA y los planes de Glencore en la región. El nuevo ejecutivo reportará a Xavier Wagner, Chief Operating Officer (COO) de Glencore, según precisaron.
Tras su designación, Pérez de Solay expresó: «Como una de las mayores compañías de recursos naturales. diversificados del mundo, Glencore ha sido durante décadas uno de los más importantes inversores en la Argentina».
A su vez, remarcó que: «Hoy el foco está en El Pachón y MARA buscando desarrollar su máximo potencial, generando un impacto positivo en la economia local y nacional, y contribuyendo aún más al posicionamiento de Argentina como uno de los principales centros mineros del mundo».
Trayectoria
EI CEO de Glencore en Argentina es ingeniero industrial, formado en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), donde se desempeña como docente y presidente de la Junta Directiva.
Pérez del Solay cuenta con una extensa carrera en los sectores de minería, energia y servicios financieros. Se desempeñó como CEO y director global de Allkem, empresa que luego se fusionó con Livent para crear Arcadium Lithium, cuyos activos fueron adquiridos por Río Tinto, el principal productor de litio del país.
TotalEnergies concretó este martes la primera exportación de gas natural argentino proveniente de la Cuenca Neuquina para el mercado brasileño utilizando la red de gasoductos de Bolivia. La compañía francesa dedicó buena parte de 2024 a desarrollar junto a YPFB, la petrolera estatal de Bolivia, la regulación necesaria para que el país vecino país se convierta en mercado de tránsito del gas natural a fin de que se pueda exportar el fluido desde la Argentina. Eso implicó edificar una estructura normativa y comercial que hasta entonces no existía, indicaron fuentes cercanas a la empresa antes la consulta de EconoJournal.
Esta primera exportación funciona, en la práctica, como una operación piloto para visibilizar al mercado industrial brasileño que el envío de gas desde la Argentina mediante el sistema de ductos existentes es viable técnica y comercialmente.
La exportación de gas natural hacia Brasil a través de Bolivia se concretó por primera vez este martes.
Hasta 2024 la Argentina importó gas desde Bolivia pero a partir de la entrada en operación de las obras de reversión del Gasoducto Norte se viabilizó la posibilidad de alcanzar nuevos mercados de exportación como el brasileño.
Detalles
Allegados a TotalEnergies detallaron que el primer envío de gas natural se realizó a través del gasoducto Madrejones de la empresa Refinor, y en Bolivia, usando la red de gasoductos de YPFB.
El gas natural proveniente de la Cuenca Neuquina es transportado por toda la red troncal a través de los gasoductos de TGN y TGS hasta llegar a Campo Durán, en Salta, para finalmente ser despachado por el gasoducto Madrejones.
La empresa destacó el trabajo previo que logró realizar junto a las autoridades del Gobierno de Bolivia y la empresa estatal de energía desde fines del año 2023, lo que permitió trasladar su know how en el proceso de comercialización de gas natural, como en integración regional.
Jugador regional
TotalEnergies es uno de los dos principales productores de gas natural de la Argentina junto a YPF, a partir de sus activos en producción en el no convencional de Vaca Muerta de Aguada Pichana Este y en la Cuenca Austral, con la producción offshore, donde el año pasado inauguró el proyecto Fénix, un nuevo desarrollo en el Mar Argentino con una inversión de US$700 millones.
Una imagen que visualiza los desarrollos offshore de TotalEnergies en la cuenca Austral.
Tanto en la Argentina como en Brasil, la empresa tiene presencia en upstream, gas natural licuado (GNL) y energías renovables. Esta primera operación de exportacion se logra pocos meses después de que la Argentina y Brasil firmaron un memorandum de entendimiento para posibilitar la exportación de gas argentino, para lo cual se conformó una comisión técnica bilateral.
Entre las medidas acordadas se destaca el estudio de la viabilidad económica de las rutas logísticas, considerando la posible ampliación de la infraestructura existente en ambos países, mediante el cual se estima que la factibilidad de mover 2 millones de metros cúbicos diarios en el corto plazo, aumentando en los próximos 3 años a 10 millones, hasta llegar a 30 millones en 2030.
Tal como había anticipado EconoJournal, Mario Cairella renunció a la vicepresidencia de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Lo hizo en la reunión de directorio del viernes pasado. Ya no tiene ninguna potestad decisoria dentro de la empresa encargada del despacho de energía, pero como parte de la negociación logró que le mantengan un contrato como asesor del directorio por los próximos dos meses argumentando que tenía algunos trabajos pendientes que resolver, sobre todo vinculados con la resolución de algunos planteos judiciales de empresas y cooperativas que acumularon deudas millonarias con Cammesa.
Cairella llegó a Cammesa con el respaldo del asesor presidencial Santiago Caputo y del diputado José Luis Espert, pero estaba enfrentado con la secretaria de Energía, María Tettamanti, y con el viceministro coordinador de Energía y Minería, Daniel González. La decisión de reemplazarlo obedeció a la necesidad de unificar el frente interno de cara a la reforma del sistema eléctrico que busca impulsar el Poder Ejecutivo. Desde el gobierno dejaron trascender que no se nombrará otro vicepresidente ya que la conducción quedará a cargo en los hechos del gerente general Eduardo Hollidge, quien trabajará en coordinación con el subsecretario de Energía, Damián Sanfilippo.
Inicialmente estaba previsto que dejará su cargo en la reunión de directorio del viernes 21 de marzo que había sido convocada solo para tratar ese tema, pero el economista sorprendió allí al informar que renunciaría, pero recién dentro de dos meses. “Mario Cairella se limitó a leer un mensaje donde informó que renuncia a la VP de CAMMESA a partir del 01/06/25”, fue lo que se consignó en el acta de la reunión de ese día.
Mario Cairella.
La maniobra de Cairella no cayó bien en el Ministerio de Economía y finalmente se vio forzado a renunciar a la semana siguiente, el pasado viernes 28 de marzo, pero se llevó un contrato por dos meses como asesor de directorio. . “Desde la Oficina del presidente Milei le pidieron a Mario (Cairella) que se haga cargo de un proyecto importante en una provincia”, habían reconocido a EconoJournal días atrás cerca de Cairella cuando la salida del funcionario era inminente.
Reforma eléctrica
Durante su exposición en el Vaca Muerta Insights organizado por EconoJournal, Daniel González se refirió la semana pasada al plan oficial para avanzar con la desregulación del mercado eléctrico. “Nuestro norte es la normalización del mercado, es que se vuelva a contratar. Que la generación pueda comprar su combustible, que pueda contratar con la distribución libremente. Estamos en esa dirección, pero lo estamos haciendo en etapas”, aseguró.
González contó que no es fácil avanzar con la reforma porque “no hay ninguna duda de que es un lío la maraña de regulaciones, decretos y resoluciones, que tocan directamente al sector eléctrico e indirectamente al del gas”. Además, reconoció que la negociación con el sector privado también es compleja. “Avanzamos inicialmente a través de una nota y recibimos muchas respuestas del sector privado que mejoraron la iniciativa que desde el gobierno habíamos pensado. Lo trabajamos durante seis meses. El tema es que cada actor cuando analizó los papeles coincidió, pero cuando hizo los números dijo ´con la mía no´. Por eso ahora a nosotros nos toca bajar más la propuesta a la tierra respetando los contratos y la ley”.
En ese contexto, la salida de Cairella era un punto clave porque la iniciativa requiere de una destreza quirúrgica para ir desarmando las múltiples capas de intervencionismo estatal edificadas en las últimas dos décadas y el funcionario no estaba comprometido con los cambios. De hecho, a fines de enero había explicitado sus diferencias públicamente y por escrito en el grupo de Whatsapp Contactos Petroleros, una organización que nuclea a cientos de directivos y personas vinculadas a la industria: “(Es una) reverenda BURRADA (sic) inconsulta así como está. (Es) sólo un headline (título en inglés) sin un plan detrás”, escribió sobre el texto de 16 páginas que había hecho circular el Ejecutivo con el título “Lineamientos para la normalización del MEM y su adaptación progresiva.
El Turismo Carretera 2000 dio inicio a su temporada en el autódromo Parque Ciudad de Centenario de Neuquén el domingo 30 de marzo. Todos los autos que componen las distintas escuderías de esta categoría van a utilizar E40, la mezcla de biocombustible cordobés formulado con un 40% de bioetanol de maíz, producido en la provincia y un 60% de nafta Premium.
Esta iniciativa surge de un acuerdo entre el Gobierno de Córdoba, directivos de la categoría y equipos técnicos de Oreste Berta. Será implementada en todas las carreras de esta competencia, en todo el país y a lo largo del año.
Biocombustible
El biocombustible que se utilizará durante todo el campeonato será provisto por las diferentes plantas productoras de bioetanol que existen en Córdoba. De esta manera se logrará, también, impulsar la economía provincial y reforzar la transición hacia fuentes de energía sostenibles, generando nuevos puestos de trabajo, según precisaron.
Esta categoría, históricamente, es una de las más innovadoras en el automovilismo argentino, desde el punto de vista tecnológico, y lo reafirma con la incorporación de motores diseñados para reducir la emisión de gases de efecto invernadero.
La competencia contará con doce fechas, dos de las cuales serán en Córdoba; en junio, en el Cabalén y en el mes de agosto en el autódromo de la ciudad de Río IV. Además, habrá cinco equipos y dieciocho autos en pista.
Los autos de competición estarán provistos de motores V6 de 500 HP, desarrollados en Alta Gracia, por el equipo técnico de Oreste Berta. Estos motores, diseñados para funcionar con E40, optimizan el rendimiento y reducen el impacto ambiental.
El potencial del bioetanol como combustible renovable es innegable, los estudios técnicos ya demostraron que contiene un mayor octanaje que los combustibles fósiles, dando más potencia al motor, lo que sin dudas será un valor agregado para la competencia.
El uso de un mayor porcentaje de bioetanol no solo asegura un rendimiento óptimo para motores de alta competencia, sino que también contribuye a la mitigación del cambio climático y genera un incremento en el valor agregado de la cadena agroindustrial.
Experiencia cordobesa
“El uso de biocombustibles en el Turismo Carretera 2000, se transforma en la iniciativa más innovadora del deporte motor en el país; y Córdoba continúa un trabajo que se inició en el Rally Cordobés y que a nivel internacional ya se aplica en la Fórmula 1”, destacaron desde la provincia.
Desde el año pasado, el Rally Cordobés implementa el uso de E17, una mezcla de 17% de bioetanol con combustible grado 3 en todos los autos que participan en su campeonato.
Esta iniciativa no solo mejoró la eficiencia de los motores, sino que también redujo significativamente las emisiones de carbono, consolidando a Córdoba como un referente nacional en sustentabilidad automovilística, remarcaron.
La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, aprobó los lineamientos que le dan un paraguas legal al proyecto que presentó Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto Perito Moreno (GPM), que une Tratayén (Neuquén) con Salliqueló (Buenos Aires). La iniciativa también contempla los tramos finales del ducto que forma parte del sistema de transporte de gas regulado que también opera TGS, y que llegan hasta Buenos Aires. Al mismo tiempo, la cartera energética aprobó los pliegos de la licitación que lanzará Energía Argentina S.A. (Enarsa) para adjudicar la obra de ampliación del gasoducto, que requerirá plantas de compresión y nuevas cañerías.
La medida se instrumentó a través de la resolución 136 publicada este lunes en el Boletín Oficial. Fuentes del sector señalaron a EconoJournal que el gobierno pretende acelerar el plan y, en rigor, Enarsa podría lanzar la licitación en pocos días.
El GPM (ex GNPK) tiene una capacidad de transporte de 21 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d). El proyecto de TGS contempla sumar 14 MMm3/d adicionales. La resolución 136 obliga a Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, a “renunciar al derecho de prioridad” que tiene desde que se inauguró el ducto en junio de 2023. Los lineamientos aprobados prevén un sistema “open season”, que es un concurso para asignar capacidad de transporte según la oferta, “respetando los principios de libre acceso”, aclara la resolución.
Se trata de la iniciativa privada que le presentó el año pasado al gobierno la transportista de gas natural TGS, co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, para sumar capacidad incremental al gasoducto y evacuar más volúmenes de gas desde Vaca Muerta al centro del país. El proyecto demandará una inversión de US$ 700 millones y fue presentado el año pasado para adherirse al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Detalles
La resolución de este lunes detalla los lineamientos por los cuales se adjudicarán los volúmenes de gas para ocupar la capacidad de transporte adicional cuando las obras de ampliación del ducto estén concluidas.
En concreto, señala que los adjudicatarios y TGS “coordinarán el llamado a concurso en forma conjunta” y “comercializarán con terceros interesados la capacidad de transporte resultante de la ampliación en el GPM y los tramos finales e implementarán los concursos de capacidad que sean menester, asegurando la no discriminación en el acceso a la nueva capacidad de transporte”.
El concurso por la asignación de capacidad disponible tendrá un mínimo de un año y un máximo de 35 años. Pero las distribuidoras que soliciten capacidad para abastecer a usuarios residenciales tendrán un plazo mínimo de 10 años.
El volumen de capacidad disponible a partir del concurso del GPM será de 14.000.000 de metros cúbicos diarios (m3/d) en el punto de entrega de Salliqueló. Mientras que la disponibilidad para los tramos finales será de 12.000.000 m3/d en el Gran Buenos Aires (GBA) y 2.000.000 de m3/d con entrega en las subzonas Buenos Aires (BB) y Bahía Blanca (BB).
Iniciativa privada
El plan de TGS implica ampliar significativamente la capacidad de transporte del GPM para que grandes volúmenes de gas de Vaca Muerta lleguen a Buenos Aires y el Litoral a partir del invierno de 2026. La obra permitirá reducir las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) por barco.
El proyecto está dividido en dos tramos con dos marcos regulatorios distintos: por un lado, se prevé la construcción de tres planta compresoras en el Tramo I (Tratayén – Salliqueló) bajo la Ley de Hidrocarburos y, por el otro, la construcción de 20 kilómetros de loops de cañería y una planta de compresión en el Gasoducto Neuba II.
Prepago y prioridades
La ampliación del ducto tendrá un sistema de prepago por parte de los oferentes que quieran contar con capacidad de transporte. El anexo de la resolución firmada por Tettamanti aclara que “el adjudicatario, respecto de la capacidad ofrecida en el concurso GPM, recibirá las ofertas destinadas a prepagar las obras de ampliación en dicho sistema, mediante el pago de las capacidades solicitadas”. Además, “los interesados deberán presentar sus solicitudes de capacidad a ser asignada en forma directa mediante el prepago de los contratos de transporte respectivos”.
El límite para la asignación directa será de 40% del total de la capacidad incremental del GPM. En el caso de que las capacidades requeridas por los oferentes excedieran este límite, los volúmenes serán asignados según las siguientes prioridades:
Distribuidoras elegibles (las que tienen capacidad de transporte en firme en TGS y se comprometen a liberar capacidad para las distribuidoras críticas y obtener volúmenes equivalentes en el GPM). Abastecen a usuarios ininterrumpibles.
Distribuidoras críticas que abastece a usuarios ininterrumpibles, pero que no cuentan con suficiente capacidad de transporte desde Neuquén para suplir el faltante de gas que venía de Bolivia.
Por requerimiento de otro cargador que cuenta con un preacuerdo de abastecimiento con una distribuidora crítica.
Por requerimientos que contemplan un mayor plazo de contrato.
Siguiendo el orden de prioridades, la resolución aclara que continúan los “requerimientos de distribuidoras elegibles destinada a clientes del Servicio General P escalón 3 y GNC” y, luego, los requerimientos para los mismos tipos de usuario (no residenciales), pero de las distribuidoras críticas. Además, aparecen otros casos de cargadores y distribuidoras no consideradas elegibles ni críticas.
En tanto, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) intervendrá para que los lineamientos que dictó la cartera energética prevean la asignación de la capacidad incremental en el sistema regulado de TGS.
Diseñada originalmente hace casi 25 años con la intención de favorecer la cobertura de los costos de la energía en las regiones del país con menores temperaturas en la Patagonia, el Régimen de Zona Fría se expandió luego en 2021 por impulso legislativo del kirchnerismo —a través de la Ley 27.637— a provincias con climas más templados, sembrando dudas sobre su razonabilidad.
Un estudio publicado en marzo por la consultora Economía y Energía analizó en detalle los efectos no deseados que tuvo esa ampliación. La observación más concluyente del trabajo es que, como consecuencia no buscada de la iniciativa, el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al esquema de Zona Fría, a la inversa de lo que sucedió en las provincias que quedaron por fuera del programa, donde la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.
“Con la creciente concentración de los beneficiarios en las provincias más favorecidas económicamente y la persistente falta de un enfoque sostenible en el consumo de gas, el Régimen de Zona Fría parece estar en una encrucijada que exige una revisión profunda para garantizar que el beneficio sea justo y eficiente para todos los sectores del país”, cuestionó el informe.
El análisis de Nicolás Arceo sobre la ampliación de la zona fría El impacto en el consumo y en las tarifas
Consultado en la última emisión deDínamo, el espacio audiovisualque se emite por el canal de YouTube de EconoJournal, Nicolás Arceo, titular de la consultora, dio detalles específicos sobre el trabajo. “Lo que hicimos, inicialmente, fue evaluar cómo impactó en términos de consumos unitarios el Régimen de Zona Fría durante su primera etapa de implementación (o sea, entre 2002 y 2021). A grandes rasgos, en ese período se vio una caída a nivel federal en el consumo de los distritos por fuera de la denominada Zona Fría de alrededor de un 16% en el consumo unitario (promedio de cada hogar)”, puntualizó el consultor.
En segundo término, el trabajo comparó el consumo unitario experimentado en la Patagonia argentina versus los verificados en el norte de Estados Unidos y el norte de Canadá. “Así llegamos a la conclusión de que el consumo unitario en suelo patagónico era significativamente más alto que (en esos países norteamericanos), más allá de que no pueda trazarse una relación directa porque los niveles de electrificación son distintos (está mucho más extendida en EE.UU. y Canadá), al igual que los niveles de tarifas y el aislamiento térmico de las casas. Estamos hablando de una noción general”, aclaró Arceo.
En 2021, recordó, se determinó la ampliación del Régimen de Zona Fría abarcando territorios como el sur de Santa Fe, el sur de Córdoba, Mendoza y buena parte de la provincia de Buenos Aires. “Hoy el alcance de este instrumento es de un 49% de los usuarios argentinos, incluyendo a la zona con el Producto Bruto Interno (PBI) per cápita más alto del país”, precisó.
Hood Robin
En definitiva, mientras que la primera etapa del programa tenía, a su entender, una lógica consistente, ya que en la Patagonia se registran temperaturas muy bajas y hacía falta una tarifa diferencial, la segunda desvirtuó por completo ese sentido, contemplando hogares de nivel N1 (de altos ingresos) que no necesitaban ser subsidiados.
“Al evaluar los datos de 2021 contra los de 2024, lo que vimos fue que los usuarios de zonas no beneficiadas redujeron su consumo entre un 8,5% y un 9%, al tiempo que los de Zonas Frías lo elevaron entre un 6% y un 7%, quedando en evidencia un claro impacto (no deseado) de la política tarifaria en materia de demanda diferencial”, advirtió.
Los números aportados por el titular de Economía y Energía suscitaron una definición tajante por parte de Juan José Aranguren. “Se subsidió a los ricos”, sentenció ex ministro de Energía durante la gestión de Cambiemos.
Por cada megavatio nuevo de energías renovables y de baterías que una compañía instale en Texas también deberá invertir en un equivalente en generación eléctrica «despachable». Así lo estipula un proyecto de ley que avanza en la legislatura estatal que cambiaría sustancialmente el funcionamiento de uno de los mercados eléctricos más competitivos del planeta al forzar a las compañías a invertir en generación que no sea variable, como el gas natural. A la vez, marca el avance de un debate creciente en los Estados Unidos sobre la resiliencia y la confiabilidad de sus sistemas energéticos.
El Senado de Texas dio media sanción a un proyecto de ley que prevé establecer un nuevo programa de comercialización de créditos de energía despachable en el área de servicio de ERCOT, el operador de la red y el mercado mayorista eléctricos en Texas. El proyecto fue respaldado centralmente por el Partido Republicano, aunque el gobernador republicano Greg Abbott no se ha pronunciado al respecto.
En resumen, el proyecto S.B. 388 forzará a las compañías distribuidoras, generadoras y cooperativas eléctricas dentro de ERCOT a compensar cualquier adición nueva de energías renovables y de sistemas de almacenamiento de energía con una cantidad similar de nueva capacidad a gas natural u otras fuentes consideradas «despachables» a partir de 2026. El objetivo es que al menos el 50% de la nueva capacidad que se construya en Texas provenga de fuentes despachables.
El Código de Servicios Públicos de Texas define en una de sus secciones a las instalaciones de generación “no despachables” como aquellas cuya producción “está controlada principalmente por fuerzas fuera del control humano”. Esta definición alcanza a la generación solar y eólica. Es decir, «despachable» refiere a la capacidad de una fuente de generación eléctrica para producir energía bajo demanda, cuando sea necesario y en la cantidad requerida, mientras que en el caso de las energías renovables, como la solar y la eólica, la producción depende de factores climáticos y no puede controlarse con la misma precisión.
El proyecto de ley además propone actualizar otra sección del código para reflejar “la intención de la legislatura de que el 50% de los megavatios de capacidad de generación instalados en la región energética de ERCOT después del 1 de enero de 2026 provengan de generación despachable distinta del almacenamiento de energía en baterías”.
Cambio estructural en Texas
Los cambios propuestos por la legislatura texana alterarían los pilares fundamentales del mercado eléctrico de ERCOT, que es considerado el más competitivo del planeta por remunerar a los generadores únicamente por la energía generada en tiempo real. El potencial viraje a un mercado con requisitos de capacidad podría afectar las inversiones en generación eléctrica en Texas, el principal estado en generación con fuentes de energías renovables de los EE.UU.
La Advanced Power Alliance (APA), una asociación sectorial que agrupa a compañías generadoras, fabricantes de energías renovables y fondos de inversión con operaciones en los EE.UU., manifestó su desacuerdo con introducir modificaciones al mercado eléctrico que sean discriminatorias contra ciertas fuentes de energía.
«Los mandatos de capacidad son fundamentalmente incompatibles con el mercado exclusivamente de energía de ERCOT, en donde la generación se construye mediante decisiones de inversión privada. Exigir un porcentaje específico de la capacidad de generación de todo el sistema para un tipo de recurso acerca a ERCOT a un mercado de capacidad, lo que genera precios más altos y una menor confiabilidad», criticaron desde la asociación.
«Establecer el requisito de que la mitad de la capacidad de generación del sistema provenga de un tipo de recurso específico impulsaría el mercado hacia un marco regulado y haría que Texas dependiera excesivamente de un tipo de tecnología«, añadieron.
Fuente: EIA.
La Administración de Información Energética (EIA por sus siglas en inglés) proyecta que se añadirán 63 GW de nueva capacidad de generación eléctrica (sin contar las adiciones en generación distribuida) en los EE.UU. en 2025. Esta cifra representa un aumento de casi el 30% con respecto a la potencia nueva instalada en 2024, cuando se instalaron 48,6 GW de capacidad, la mayor cifra en un solo año desde 2002. La energía solar y el almacenamiento en baterías en conjunto representarán el 81% de la capacidad total nueva prevista, siendo Texas uno de los mercados que más proyectos absorberá.
Generación «despachable»
Los recursos «despachables» vienen ganando importancia en el sector eléctrico y en la política energética de los EE.UU. La alta penetración de las fuentes de generación renovable en Texas y otros mercados eléctricos y las perspectivas de crecimiento en la demanda eléctrica por parte del sector tecnológico están forzando a los gobiernos estatales a considerar cambios legislativos y nuevos esquemas para incentivar inversiones en generación con fuentes no variables.
La Corporación de Confiabilidad Eléctrica de Norteamérica (NERC), el organismo que supervisa y opina sobre la confiabilidad y adecuación de las redes eléctricas de EE.UU., señaló en un reporte publicado en diciembre que la mayoría de las redes eléctricas del país se enfrentan a “desafíos crecientes de suficiencia de recursos durante los próximos 10 años”.
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 EIA.
En ese sentido, el secretario de Energía, Chris Wright definió como una prioridad de la administración del presidente Donald Trump el impulso de las fuentes de generación de base y despachables. Incluso fue más allá y acusó a las energías renovables de encarecer los precios de la energía. «En todos los lugares en donde la energía eólica y solar han penetrado significativamente los precios en la red aumentaron y la estabilidad de la misma disminuyó. ¿Esta vía realmente va a dejar al gas natural en el pasado?», disparó en el CERAWeek en Houston.
El gobierno viene autorizando todos los meses subas en las tarifas de gas natural y electricidad en línea con la inflación. Sin embargo, luego de las audiencias públicas realizadas en febrero se esperaba la aplicación de un ajuste adicional a partir del próximo martes 1 de abril como parte de la Revisión Quinquenal Tarifaria. Fuentes oficiales y del sector privado informaron que ese ajuste recién entrará en vigencia en mayo porque los entes reguladores aún no concluyeron con su trabajo.
Desde la Secretaría de Energía se dejó transcender que la suba por sobre la inflación tendrá un techo de 9,9% para los hogares y se aplicará en tres cuotas para hacer más gradual el impacto sobre los precios. EconoJournal informó el pasado 18 de marzo que para poder cumplir con ese techo y al mismo tiempo garantizarles a las distribuidoras los ingresos necesarios para prestar el servicio se estaba evaluando aplicarles un ajuste adicional a las industrias.
Esa idea sigue en pie y en el gobierno buscan dejar en claro que ese rebalanceo entre industria y hogares no es arbitrario y tiene una justificación. Lo que sostienen las fuentes oficiales es que en los últimos 20 años el aumento promedio de la tarifa residencial fue significativamente mayor que la de los otros segmentos. Ese dato es el que permitiría justificar ahora un mayor aumento para las industrias y los usuarios de GNC.
La revisión también deberá detallar las inversiones que deberán asumir las licenciatarias y los parámetros de calidad a observar durante el quinquenio en los distintos segmentos, algo que solamente se observó en dos oportunidades desde la década del 90 cuando se dio forma a un nuevo sistema derivado del proceso de privatización de empresas de servicios energéticos.
Audiencias públicas
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) llevó adelante el jueves 6 de febrero 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.
En el caso de la electricidad, las audiencias públicas convocadas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad se realizaron el 25 y 27 de febrero últimos. La primera abarcó a las compañías de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transener) y de Transporte de Energía Eléctrica de Buenos Aires (Transba), así como las correspondientes a la Patagonia (Transpa); Cuyo (Distrocuyo), Neuquén (Epen), del Noreste (Transnea); del Noroeste (Transnoa) y del Comahue (Transcomahue). En el otro caso, sólo se abordó la situación de las dos mayores distribuidoras eléctricas del país Edenor y Edesur, que son las únicas bajo regulación nacional, y que abarcan los usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y partidos del conurbano.
Tal como detalló Econojournal a comienzos de año, también queda pendiente el cambio en la política de subsidios que anticipó oportunamente el gobierno, lo que podría derivar en incrementos mayores para quienes pierdan el beneficio, aunque todavía no hay precisiones sobre ese tema.
El presidente entrante de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), el correntino Carlos Gold, aseguró que en Argentina «hay un atraso en los precios de los surtidores de hasta el 20%, sin considerar los impuestos en el que hay un diferimiento del orden de los $200, lo que incrementaría el valor de los combustibles«. El directivo advirtió sobre esta situación en el 64 encuentro de la CLAEC, que se realiza hasta este viernes en Buenos Aires con delegaciones de afiliadas de América Latina, que conforman un mercado de 17 países, 85 mil estaciones de servicio y 177 millones de clientes.
El evento de la CLAEC reúne a los representantes de las principales compañías petroleras, como Ignacio Millán y Maite de la Arena, vicepresidente de Comercialización y gerenta ejecutiva B2C de YPF; Andrés Cavallari, CEO de Raizen Argentina; Santiago Zubizarreta, director general de Trafigura argentina; Hugo David, director Comercial y de Relaciones Institucionales de DAPSA; Eduardo Torras, gerente general de Delta Patagonia, y al interventor de Enargas, Carlos Casares.
La situación que enfrentan las estaciones de servicio es difícil porque los costos siguen el nivel de precios de la economía, mientras que los valores en los surtidores evolucionan por detrás de la inflación, en un contexto en el que los volúmenes de ventas han venido cayendo durante los últimos 15 meses.
“El precio es una variable que depende exclusivamente de la política que lleva adelante el Gobierno en consonancias con las compañías petroleras. Hoy sucede que el combustible está barato en pesos pero caro en dólares, consecuencia del tipo de cambio existente, pero tampoco hay que subir inmediatamente el precio a riesgo de empantanar la lucha contra la inflación”, afirmó Gold.
Para el directivo, se trata de un tema que tiene que ser considerado para “ir ajustándose y llegar a un nivel de equilibrio con el volumen que viene de más de un año de caída de demanda, porque de eso depende el crecimiento del sector”.
El empresario estacionero señaló que “la mayoría de las petroleras son integradas y este hecho les genera la posibilidad de tener rentabilidad con la exportación de petróleo a un nivel de export parity y no priorizan el downstream en el cual están actualizando los precios al ritmo del crawling peg. Esto hace que ese ingreso vaya por debajo del incremento de la inflación y, en una sumatoria, lleva a que la rentabilidad no tenga un crecimiento acorde al nivel general de precios”.
Los desafíos que enfrentan los estacioneros
Más allá de los precios, los empresarios de estaciones de servicio se preparan para un escenario de amplia transformación, con un mercado atravesado por las regulaciones, el peso de las petroleras, la incertidumbre por la irrupción de la movilidad eléctrica y las urgencias ambientales que obligarán a revisar muchos aspectos de la industria.
El brasileño Carlos Guimaraes, presidente saliente de CLAEC resaltó que el estacionero es “uno de los sectores que más impuestos paga en todos los países, uno de los actores más importantes en las economías de la región, y que viene atravesando momentos de muchos cambios en los cuales no se se sabe si van a predominar son cargadores eléctricos, los combustibles fósiles, los biofuels, o una mezcla, incluso qué pasará con las metas y plazos de descabonización”.
Así, las mesas de trabajo abordarán distintas temáticas del sector como el caso de la potencialidad del GNC, las políticas y regulaciones vigentes, la penetración del gas vehicular en el parque automotor y sus estadísticas, su demanda ante escenarios de reemplazo de combustibles líquidos y su capacidad de incidencia y sostenibilidad frente a la promoción de los autos eléctricos o híbridos.
Otro de los temas está enfocado en los costos y aspectos laborales que afectan a la actividad, lo que permitirá la planificación del negocio, incluyendo la dotación de personal, los requisitos de capacitación y los exámenes preocupacionales. Un punto central de discusión será la jornada laboral, con especial atención a las exigencias legales y la conveniencia de turnos fijos o rotativos, y la posibilidad de implementar el autoservicio, un tema que genera debate por las regulaciones vigentes y el impacto en el empleo.
Un eje adicional de las discusiones girará en torno a la aplicación de inteligencia artificial en el sector, para lo cual se avecina un intercambio sobre los avances tecnológicos en métodos de pago, incluyendo el uso de reconocimiento facial y financiamiento bancario integrado, con una visión en la mejora de los procesos y mejor gestión de los recursos.
En ese aspecto en las tiendas y playas de combustibles, la IA ofrece herramientas para optimizar la gestión y mejorar la experiencia del cliente, además de ofrecer soluciones para la seguridad, como el reconocimiento de actitudes sospechosas, la detección de incendios y la utilización de bases de datos para prevenir incidentes.
Las tiendas de conveniencia también están cobrando un rol cada vez más relevante en las estaciones, con casos en los cuales esos servicios ajenos a la venta de combustibles llegan a representar hasta un 30% y que impulsan nuevos servicios y alianzas comerciales que permiten sumar grandes cadenas a los espacios de la red de las petroleras.
Sebastián Mazzucchelli fue designado este jueves como nuevo director general de MetroGAS por el directorio de la sociedad. Fue presidido por Andrés Scarone, actual vicepresidente de Nuevas Energías de YPF. El directorio se reunió esta mañana en la sede central de MetroGAS para designar al nuevo CEO y, luego, la compañía lo informó al mercado mediante el envío del Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Mazzucchelli cuenta con 30 años de trayectoria en la compañía. Ingresó en 1995 como operador comercial. Fue ejecutivo de cuentas, jefe de Ventas GNC, gerente de Procesos Masivos y gerente de Grandes Clientes. En 2017 fue designado director comercial, cargo que ejerció hasta hoy.
Sebastián Mazzucchelli, nuevo director general de Metrogas
Trayectoria
Es licenciado en Administración de Empresas por la Universidad de Buenos Aires (UBA), con posgrado en Desarrollo Gerencial por la Universidad Católica Argentina (UCA) y en Finanzas de la Empresa por la IAE.
“Es un orgullo y un desafío muy importante liderar este gran equipo de personas y profesionales del que formamos parte todos los que integramos MetroGAS para poder llevar adelante esta etapa y seguir en el camino hacia la sustentabilidad de resultados, la búsqueda de eficiencias y la mejora continua,” dijo Mazzucchelli tras la designación como CEO.
El nuevo ejecutivo estaba cumpliendo esta función de manera interina desde el 29 de enero, cuando reemplazó a Tomás Córdoba, actual CEO de Compañía MEGA SA, una de las subsidiarias de YPF en los negocios de midstream y petroquímica.
Clear Petroleum (CLP) dijo presente en Vaca Muerta Insights, el evento energético organizado por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal, que tuvo lugar en la ciudad de Neuquén y reunió a expertos, empresas y especialistas de la industria para debatir y analizar el presente y futuro de Vaca Muerta. Además de sumarse como sponsor, la empresa participó de las principales actividades de la jornada. “Estamos listos para ofrecer servicios tanto en yacimientos convencionales como no convencionales”, aseguraron sus directivos.
En esta oportunidad, más de 15 colaboradores de la compañía dijeron presente en los paneles del evento con el objetivo de profundizar sus conocimientos y mantenerse actualizados sobre las últimas tendencias y desarrollos en la industria de hidrocarburos.
Compromiso
“Clear Petroleum, con una sólida trayectoria en servicios petroleros y operaciones de torre, reafirmó su compromiso con el desarrollo de la Cuenca Neuquina y exploró nuevas oportunidades de crecimiento en el segmento no convencional”, destacaron desde la empresa.
En el mismo sentido, remarcaron el avance en sus servicios, el desarrollo en la región con el objetivo de seguir potenciando sus prestaciones a la industria e impulsando la marca empleadora.
Ezequiel González, director de Personas, Cultura y Relaciones Institucionales de Clear Petroleum, confirmó la importancia de esta primera participación: «Este evento es un espacio fundamental para comprender la dinámica y el futuro de esta cuenca clave. Para CLP, asistir y participar activamente, refleja nuestra visión de anticiparnos a los desafíos y oportunidades que se presenten, simboliza nuestro compromiso con ser un socio estratégico para las operadoras petroleras«.
En cuanto a la participación del equipo de trabajo en estas jornadas aseguró que: «para Clear Petroleum, es esencial que los colaboradores estén constantemente capacitándose y adquiriendo nuevas herramientas y conocimientos. Estar presentes en un evento de estas características nos permite estar a la vanguardia de la industria y seguir aportando valor a nuestras operaciones».
Clear en la cuenca Neuquina
“La participación de CLP en este evento demuestra su compromiso con el desarrollo de la industria energética y su interés en seguir creciendo y aprendiendo en un entorno dinámico y desafiante. El equipo buscó fortalecer lazos con otros actores del sector y presentar sus capacidades y soluciones para la industria del Oil & Gas”, remarcaron.
Clear Petroleum ofrece servicios que abarcan operaciones de torre, wire line, slick line, desparafinado y bombeo, atención a la operación y mantenimiento, entre otros, tanto para actividades convencionales como no convencionales. “La compañía prioriza la excelencia operativa, el cumplimiento de rigurosos estándares de seguridad y la inversión en capacitación técnica como pilares de su estrategia”, aseguraron desde la empresa.
Además, Clear Petroleum desarrolló un plan estratégico adaptado a Vaca Muerta, centrado en la línea de triple impacto: económico, social y ambiental para abordar proactivamente las necesidades de los clientes y fomentar sólidas relaciones con la comunidad.
El ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, sostuvo que la Argentina tiende a una deseable normalización tarifaria, pero advirtió que el proceso aún se encuentra lejos de completarse, por lo que conviene relativizar algunos datos en circulación. “Aunque comparto la visión del vaso medio lleno, no creo que sea fácil completar la segunda mitad del vaso”, subrayó durante su participación en el segundo episodio de la nueva temporada de Dínamo – Charlas de Energía, espacio audiovisual conducido por Nicolás Gandini que se emite en el canal de YouTube de EconoJournal.
Aranguren dijo que es cierto que el sector eléctrico cerró 2023 con una cobertura de los costos del 47% y que en 2024 se llegó al 63%, pero esos porcentajes son sólo un promedio general. “Dentro del segmento residencial, de hecho, la cobertura durante el año pasado fue de un 85% en los hogares N1, pero de un 21% en N2 y de un 29% en N3. Hoy estamos en un 90%, pero es un momento en el que sobra gas y no necesitamos quemar tanto combustible líquido (salvo, obviamente, en los picos de consumo)”, detalló.
Desde su óptica, otro elemento a tener en cuenta (“aunque sea una mala palabra”, dijo), pasa por el tipo de cambio de equilibrio, cuyo valor seguramente será distinto al actual cuando el Gobierno instrumente la salida del cepo. “Finalmente, debe contemplarse que por lo general resulta más difícil aumentar las tarifas en los años impares porque hay elecciones, a sabiendas de que un sector de la población -el cual no fue debidamente identificado- todavía no puede afrontar el costo total y seguirá siendo subsidiado”, agregó.
Escasa resistencia
El director de la consultora Economía y Energía, Nicolás Arceo, destacó que la significativa recomposición del nivel de cobertura que se dio a lo largo de 2024, tanto en las tarifas de la energía eléctrica como del gas natural, no haya generado resistencia política por parte de la población. “Esto obedeció, centralmente, al abaratamiento relativo de la energía en la economía local como consecuencia de la apreciación del tipo de cambio. Hoy tenemos tarifas en dólares en los niveles de 2019, los menores exhibidos en la administración de Mauricio Macri, pero cuando los vemos en pesos constantes, estos se ubican un 30% o un 40% por debajo”, cuantificó el director de Economía y Energía.
De cara al futuro, proyectó, emerge el riesgo de que la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) firmada en este contexto macroeconómico se vuelva incumplible con otro tipo de cambio real. “El gran desafío es que la RQT sea sustentable en el mediano y largo plazo. Sucede que una depreciación fuerte del tipo de cambio de manera automática se verá reflejada en la tarifa con una RQT relativamente alta e indexada en buena medida al Índice de Precios Mayoristas (IPIM), lo que podría derivar en conflicto social”, advirtió.
Coherencia sistémica
Cuando se revisaron los valores de las tarifas en la primera década del siglo, recordó Julián Gadano, lo que en verdad se revisó fue todo un sistema tarifario. “Podía gustar o no, pero se trataba de un sistema que balanceaba diversas variables. Entre ellas, las multas por incumplimiento; es decir, los incentivos a cumplir. Como las multas derivan de las tarifas, cuando las mismas son bajas se reducen los recursos para invertir. No estoy disculpando a ningún operador, pero les convenía incumplir y pagar las multas”, indicó el ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación.
En el nuevo escenario, afirmó, los incentivos van a cambiar. “Las multas empezarán a ser altas. Si el operador actúa con cierta racionalidad, va a preferir invertir en lugar de pagar las multas, por supuesto con el Estado controlando”, adelantó.
En suma, opinó, los planetas están “bastante alineados” para disponer de un sistema tarifario que remunere la inversión de quien toma las concesiones. “Me parece que nos encontramos en una etapa muy diferente de la que vimos hace siete años. Me puedo equivocar, pero tengo la sensación de que en la población hay cierta conciencia, por lo menos parcial o creciente, de que la energía es un bien que cuesta”, aseveró.
Disrupción petrolera
Si bien la paulatina normalización tarifaria por ahora no intensificó la conflictividad social, hay un movimiento disruptivo dentro del sector energético que sí podría hacerlo. En esa dirección, Juan José Carbajales se refirió a la decisión de la principal petrolera del país de desprenderse de todos sus activos convencionales para centralizarse exclusivamente en los rentables desarrollos de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. “YPF, que siempre fue un Aleph nacional porque estuvo en todos lados, hoy se está yendo de los lugares donde nació la industria del petróleo en la Argentina. Eso significará un quiebre para muchas comunidades acostumbradas históricamente a funcionar de una determinada manera. Es un cambio fortísimo, cuyos efectos se harán notar”, anticipó el presidente de Paspartú, y director del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA).
Seguramente, estimó, las acciones de YPF cotizarán mejor y la rentabilidad de la empresa crecerá. “Ahora bien, ¿qué bajada de línea debe hacer el Estado desde una visión federal? ¿Qué debe hacer la Secretaría de Energía?”, se preguntó.
El Plan Andes, graficó, constituye un claro ejemplo de este conflicto de intereses. “Para YPF puede ser genial desinvertir en activos que no son tan rentables, pero esto no es necesariamente bueno para todo el país”, recalcó.
¿Cómo prosiguió el debate? La respuesta, en el este link.
La Inteligencia Artificial (IA) está dejando de ser una promesa para convertirse en motor de transformación. El 80% de las empresas en la región la consideran una de sus tres principales prioridades estratégicas, por encima del promedio global del 75%, según el nuevo estudio titulado AI Radar 2025 de la consultora Boston Consulting Group (BCG).
El informe, que está basado en la opinión de más de 1.800 ejecutivos en 19 mercados y 12 industrias, muestra que una de cada tres compañías a nivel mundial planea destinar más de 25 millones de dólares a la IA este año. Sin embargo, aunque la inversión crece, solo el 25% de las compañías reporta haber obtenido un valor significativo de sus iniciativas de IA, 26% en el caso de Sudamérica.
«Las corporaciones que han logrado capitalizar la IA no son necesariamente las que más invierten, sino las que saben hacia dónde dirigir sus esfuerzos. El reto no es gastar más, sino enfocarse en los casos de uso adecuados, escalarlos con rapidez y medir su impacto», explicó Julián Herman, managing director & partner de BCG.
Inversión en IA
Las compañías que lograron mayores avances respecto a la implementación de la IA destinan más del 80% de su inversión a transformar procesos clave y desarrollar nuevas soluciones, en lugar de dispersarla en múltiples iniciativas de menor impacto.
A su vez, el análisis demuestra que las empresas con menor madurez tecnológica intentan abordar más casos de uso al mismo tiempo, y esto termina por diluir los resultados. En promedio, las compañías líderes priorizan 3.5 casos de uso estratégicos, mientras que otras llegan a gestionar hasta 6.1 iniciativas en paralelo sin obtener el mismo impacto.
Pese al crecimiento en adopción de IA, la sostenibilidad sigue siendo un tema pendiente. El 85% de las empresas sudamericanas no prioriza soluciones energéticamente eficientes al seleccionar proveedores de IA, siete puntos porcentuales por encima de la media global del 78%, según detalla el estudio de BCG.
Otro problema es la falta de indicadores financieros claros. El 65% de las empresas sudamericanas (el 60% a nivel global) no monitorean KPIs financieros (métricas que miden el rendimiento financiero de una empresa de forma concisa y directa) para medir el retorno de la IA, lo que dificulta traducir las inversiones en valor tangible.
Agentes autónomos: el próximo gran salto en IA
Más allá de la automatización tradicional, los llamados agentes autónomos comienzan a captar la atención de las empresas. Estos sistemas, diseñados para tomar decisiones y ejecutar tareas con mínima intervención humana, ya forman parte de la estrategia de IA del 67% de los ejecutivos encuestados, 61% de los sudamericanos. Aunque su despliegue sigue en etapas iniciales, su adopción podría marcar un punto de inflexión en la manera en que las empresas operan y optimizan sus procesos.
El desafío del talento
Si bien la automatización despierta inquietudes sobre el empleo, la mayoría de las empresas apuesta por la adaptación en lugar del reemplazo. Solo el 7% de los ejecutivos a nivel global prevé una reducción en su plantilla debido a la IA, siendo los sudamericanos los que esperan un impacto mayor. El 14% señaló que espera una disminución de personal.
En cambio, el 68% de los encuestados de todo el mundo espera mantener su equipo actual, enfocándose en mejorar la productividad y capacitar a su personal en nuevas habilidades digitales, el 60% en el caso de la región.
Del análisis se desprende que sólo el 20% de las empresas regionales ha capacitado a más de una cuarta parte de su fuerza laboral en IA y GenAI, lo que sugiere que aún falta preparación para maximizar el potencial de estas tecnologías. A nivel global el promedio es del 29% y en el caso de Asia-Pacífico, región que lidera este aspecto, es del 34%.
«No basta con comprar la mejor tecnología. Para que la IA genere un impacto real, las empresas deben transformar su cultura organizacional, capacitar a sus equipos y medir los resultados de manera disciplinada», precisó Herman.
Retos pendientes: seguridad, regulación y control
El crecimiento de la IA también trae consigo nuevos desafíos. Los principales riesgos identificados por los líderes empresariales incluyen la privacidad y seguridad de datos (66%, 74% en Sudamérica), la falta de control o comprensión de las decisiones de IA (48%, 44% con respecto a los encuestados en la región) y los obstáculos regulatorios (44%, 41% para los ejecutivos sudamericanos).
Además, la ciberseguridad sigue siendo un punto crítico: el 76% de los ejecutivos a nivel global reconoce que sus medidas de protección en IA requieren mejoras, 79% en el caso de la región.
“El interés por sí solo no es suficiente. Para que la inteligencia artificial sea una tecnología transformadora para las empresas de Sudamérica, es clave que estas adopten un enfoque estratégico y orientado a resultados”, concluyó el managing director y socio de BCG.
El gobierno autorizó a Edenor y Edesur a mostrar en las facturas el monto que pagan las industrias y comercios por la energía renovable que consumieron. A partir de ahora, las distribuidoras deberán trasladar en las liquidaciones de los grandes usuarios del distribuidor (GUDIs), con contratos firmados con generadores de energía renovable, el valor mensual facturado. Lo hizo a través de la resolución 185 del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicada este miércoles en el Boletín Oficial.
En concreto, la medida permite reflejar en las facturas que emiten las distribuidoras el valor de la energía que le compra un GUDI a un generador de energía renovable. Hasta el momento ese monto no aparecía en la facturación.
Es decir, si un GUDI quiere suscribir un contrato con una compañía de generación renovable en el ámbito del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables), Edenor y Edesur deberán mostrar ese consumo en la facturación mensual.
GUDIs
Los GUDIs son empresas que consumen más de 300 kilovatios (kW), pero que no le compran la energía a Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), sino que se abastecen a través de las distribuidoras. Lo conforman alrededor de 3.400 empresas en todo el país, aunque esta medida impactará en las distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Principalmente son empresas grandes, aunque el sector también está conformado por firmas medianas.
A partir de 2022 se habilitó a los GUDIs a contratar energía renovable directo al distribuidor, algo que tenían permitido sólo los grandes usuarios y exclusivamente a través del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La intención del gobierno es favorecer el crecimiento de los contratos del Mater entre los grandes usuarios y los generadores de energía renovable. Por la Ley 27.191, la participación de las fuentes renovables en la matriz energética debería alcanzar un 20% al 31 de diciembre de 2025.
Articulado
En el primer artículo, la normativa del ENRE autoriza a Edesur y Edenor a “trasladar en las liquidaciones de servicio público de aquellos usuarios con demandas mayores o iguales a 300 kW, denominados Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDIs), que celebraron contratos de acuerdo al ´Mecanismo de comercialización de energía eléctrica de fuente renovable para distribuidores´, el valor mensual facturado por el generador”.
En el segundo artículo, el ente regulador remarca que el traslado en las liquidaciones de las distribuidoras deberá estar aclarado en la facturación con la leyenda “Contrato Mercado a Término”.
La empresa estadounidense ARC Energy anunciará un acuerdo con IMPSA para construir una nueva nave industrial en la provincia de Mendoza que será destinada principalmente a la fabricación de equipamiento para la industria del petróleo y gas, según pudo saber EconoJournal. El presidente de ARC Enegy y director de IMPSA, Jason Arceneaux, había destacado en el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA) la importancia que tiene el desarrollo de Vaca Muerta en los planes de la compañía.
ARC Energy e IMPSA rubricarán una alianza estratégica para desarrollar una nueva nave industrial destinada a la fabricación de equipamientos y componentes para la industria petrolera y energética. La nave estará ubicada en el Centro de Desarrollo Tecnológico que IMPSA posee en Mendoza.
El acuerdo contempla una inversión conjunta que expandirá las capacidades fabriles de IMPSA en su predio en Mendoza, donde actualmente realiza trabajos para diversos actores de la industria petrolera, como YPF, para quien está desarrollando un horno especial de 178 toneladas destinado a la conversión de petróleo en gasoil.
Estrategia regional
El anuncio será el primer movimiento estratégico de ARC Energy tras la adquisición de IMPSA en febrero pasado, dentro de una estrategia más amplia que está implementando para fortalecer su posicionamiento en la región mediante alianzas y asociaciones estratégicas con actores regionales de primer nivel.
“El potencial de IMPSA como proveedor estratégico del sector del Oil & Gas es invaluable en todo el continente. Esta alianza estratégica será un catalizador para el crecimiento de ARC Energy en Argentina y en toda la región”, destacó Arceneaux.
“El capital humano con el que cuenta IMPSA en su Centro de Desarrollo Tecnológico en Mendoza posee una capacitación y especialización únicas en la región. Este será un diferencial clave al momento de proyectar esta alianza estratégica hacia nuevos mercados”, agregó.
Para desarrollar la estrategia en la Argentina, IMPSA acaba de designar a Pablo Magistocchi como Country Manager. Magistocchi es un ingeniero industrial de la Universidad Nacional de Cuyo y posee estudios de posgrado en Australia y Estados Unidos, donde recientemente culminó una maestría en Chief Sustainability Officer en el MIT.
Horno fabricado por IMPSA para YPF.
«IMPSA es hidro»
Ademas de los planes en oil&gas, ARC Energy realizará una apuesta fuerte por el negocio hidroeléctrico. Arceneaux destaco en el foro IEFA las capacidades de IMPSA en la fabricacion de turbinas hidroelectricas. «Para mi, IMPSA es hidro, es top tres mundial», dijo.
Uno de los objetivos de ARC Energy es reactivar los contratos para la instalacion de turbinas en la represa de Tocoma en Venezuela y analizar las eventuales oportunidades en la Argentina.
«No soy experto en exportación hidroeléctrica, pero sin duda hay 6, 8, 10 o 12 proyectos hidroeléctricos que estan en renovaciones, y creo que muchos de ellos utilizan productos de IMPSA, así que estamos entusiasmados. Queremos involucrarnos a fondo», analizó.
Grúas pórtico y energía nuclear
Arceneaux también brindó algunos detalles sobre la eventual fabricación de grúas portuarias con destino a los Estados Unidos. «Las grúas se van a fabricar aquí en la Argentina, aproximadamente en un 60%, luego serían enviadas a la costa oeste, a El Salvador, para empaquetarlas y enviarlas a Estados Unidos», apuntó.
Por otro lado, el presidente de ARC Energy tambien habló de la relevancia de la energía nuclear. «El presidente Milei y el presidente Trump estan promocionando la energía nuclear. Pienso que es una de las mejores formas de energía sostenible. Es energía de base», dijo.
El grupo Aconcagua Energía presentó su informe anual de resultados. Entre los aspectos más destacados, sobresale que la producción de hidrocarburos se incrementó en 2024 un 9,4% respecto al año anterior, principalmente por la incorporación de la producción proveniente de las nuevas concesiones adquiridas en marzo de 2023, luego del acuerdo celebrado con Vista Energy. “La empresa mantuvo su compromiso con un enfoque sostenible a largo plazo, trabajando activamente en la implementación de nuevas tecnologías para mejorar el rendimiento de sus activos”, destacaron desde la compañía.
“La empresa logró mantener niveles competitivos de ventas tanto en el mercado interno como en exportaciones. Como resultado, los ingresos totales del año se incrementaron en un 20% en dólares, reflejando una eficiente gestión comercial y la optimización de recursos, siempre orientada a mejorar la rentabilidad en un contexto desafiante”, remarcaron desde Aconcagua Energía.
Resultados
Uno de los hitos significativos de 2024 fue la extensión, por 10 años, de los derechos de explotación de las concesiones ubicadas en la provincia de Río Negro: Entre Lomas, 25 de mayo-Medanito S.E. y Jagüel de los Machos. Esto es así porque la extensión aseguró la continuidad de la explotación del 86% de la producción de hidrocarburos de Aconcagua.
Además, la firma fue adjudicada con el área Payún Oeste, en el sur de Mendoza. “Este logro representa un paso estratégico clave, ya que marca su posible incursión en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en la provincia de Mendozay en la Cuenca Neuquina, abriendo nuevas oportunidades para el crecimiento y la expansión de la compañía”, remarcaron.
En materia de financiamiento, Aconcagua Energía continuó respaldando sus operaciones y proyectos de expansión a través del mercado de capitales y la reinversión de flujos propios del negocio. La compañía sostuvo su estrategia de extender vencimientos de deuda a largo plazo, demostrando una mayor capacidad de acceso al mercado de capitales local a tasas competitivas y manteniendo un nivel de endeudamiento estable, en línea con su política de crecimiento sostenible.
Javier Basso, cofundador y CFO de Aconcagua Energía destacó: «El balance de 2024 refleja nuestro continuo esfuerzo por alcanzar la eficiencia operacional, optimizar costos y adaptar nuestra estrategia a las condiciones del mercado, siempre con la sostenibilidad como pilar de la gestión, y seguimos comprometidos con una gestión financiera responsable, que nos permita continuar avanzando en la consolidación de nuestra estructura organizacional«.
Principales resultados del ejercicio 2024 vs. 2023
Las ventasalcanzaron los US$ 158 millones, representando un incremento del 20% respecto a 2023. La distribución fue del 67% en el mercado local y 33% en exportaciones. El EBITDA fue de US$ 66,1 millones, con un margen del 42%, reflejando un aumento del 42% interanual.
Las inversiones fueron por US$ 130 millones. Estuvieron destinadas principalmente a la cancelación parcial de obligaciones derivadas de la adquisición de las áreas de Vista Argentina, el pago del canon de extensión de concesiones en Río Negro, la perforación y terminación de cinco nuevos pozos y más de 50 workovers y optimizaciones de pozos. Además, el ratio deuda financiera neta/EBITDA ajustado se mantuvo en 2,8x.
Sostenibilidad y desarrollo social
Aconcagua Energía fue elegida para integrar el Directorio Principal de la Red Argentina del Pacto Global, y reafirmó su compromiso con prácticas sostenibles y responsables. Implementó el programa de becas «Energía para Crecer», que apoyó a 41 estudiantes; «Reimaginar el Aula», para la formación docente; y «Alentando el Deporte y el Desarrollo Comunitario». Además, realizó talleres de formación en herramientas tecnológicas.
Mediante el Programa de Puertas Abiertas, más de 300 estudiantes visitaron sus instalaciones y se realizaron 20 pasantías laborales en áreas operativas y corporativas.
“Con estos resultados, Aconcagua Energía reafirma su compromiso con la sostenibilidad, el desarrollo social y la innovación, consolidándose como un referente en la industria energética argentina”, concluyeron desde la compañía.
La competitividad de Vaca Muerta fue uno de los temas que pusieron en común los representantes de Shell, Vista y Pluspetrol que estuvieron presentes este miércoles en el Vaca Muerta Insights 2025 organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía en Neuquén. Los directivos de las tres petroleras también expusieron el avance de sus planes en petróleo y gas en el corto plazo.
El presidente de Shell para la Argentina, Chile y Uruguay, Germán Burmeister, enfatizó que hay una ventana de 20 años por delante en Vaca Muerta «para desarrollar este recurso de manera eficiente». El ejecutivo también destacó que hay temas a resolver para mejorar la competitividad, como el levantamiento de los controles cambiarios.
«El desafío que tenemos es cómo podemos ser competitivos para aprovechar esta ventana de tiempo de la transición energética para crecer no como hemos venido creciendo, sino de manera exponencial. El cepo y un montón de cosas hacen a la ecuación», analizó Burmeister.
Germán Burmeister.
A su turno, Matías Weissel, Chief Operating Officer de Vista, desdobló la competitividad de la formación nequina no convencional en eficiencia operativa y en costos unitarios en comparación con la formación Permian en los Estados Unidos. Mientras que para el primer factor la eficiencia alcanzada es «world class», en lo que respecta a los costos unitarios se esta un 30 o 40% arriba.
«La oferta y la demanda realmente están muy finitas, para poder correr una herramienta direccional tenés que generar un contrato a largo plazo y generar las condiciones para que la compañía de servicios lo traiga a Argentina, y obviamente esa tarifa a largo plazo tiene un montón de matemática metida para cubrirse de los vaivenes macroeconómicos«, analizó Weissel sobre las empresas que ofrecen servicios especiales.
El representante de Vista añadió que varias compañías de servicios e inversores están interesados en ingresar en Vaca Muerta, pero que la industria local debe realizar un trabajo para ayudarles a entender cómo se opera en la Argentina. «Cuando viene la compañía y prueba que realmente se pueden hacer negocios en Argentina, eso suma más jugadores, eso es clave y fundamental para generar competitividad en definitiva», analizó.
Continuando con la agenda de la competitividad, el gerente de operaciones de Pluspetrol, Hernán Andonegui, destacó que hoy no hay problemas con el suministro de insumos para la actividad petrolera aunque hacen falta más proveedores. «Hoy pocos proveedores tienen muchos proyectos bajo su radar. Creo que es el principal desafío en cuanto a la completación en tiempo y forma de las obras«, dijo el representante de la petrolera.
Matías Weissel.
Avances en los planes de las compañías
Los representantes de Shell, Vista y Pluspetrol también focalizaron en cómo avanzarán los planes de la compañía en Vaca Muerta durante el 2026 y en adelante.
Burmeister había anunciado el año pasado que Shell incrementará en un 40% la producción de petróleo en la Argentina, pasando de 50 mil a 70 mil barriles diarios para fines de 2025. » Si Dios quiere, este año tenemos la planta de Bajada de Añelo, que va a entrar en producción, en la que somos socios con YPF», afirmó este miércoles en Neuquén. Burmeister resaltó que Shell esta invirtiendo entre 500 y 600 millones de dólares anuales y que tienen en carpeta distintas opciones para aumentar las inversiones.
Por el lado de Vista, la petrolera que comanda Miguel Galuccio tiene por objetivo inmediato llegar a los 100.000 barriles de petróleo diarios en 2026 y a unos 150.000 barriles en 2030. «Hoy como Vista tenemos desafíos marcados. Logramos un crecimiento de producción de 39% con niveles de actividad muy importantes. Estamos perforando con tres equipos«, resaltó Weissel.
Hernán Andonegui.
En lo que respecta a Pluspetrol, la empresa realizó una expansión importante en diciembre con la adquisición de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta por un monto de más de US$ 1700 millones. Uno de los activos comprados es el bloque Bajo del Choique, en donde la empresa espera aumentar este año la producción de crudo. «Hoy sin equipos estamos en casi 10 mil barriles y a fin de año esperamos llegar a 20 mil barriles con uno o dos equipos. Es probable que sean dos equipos. Hay que poner en valor el activo rápidamente. El potencial es muy grande», explicó Andonegui.
El representante de Pluspetrol también destacó los planes de expansión en el yacimiento La Calera, donde actualmente produce 12 millones de MMm3 diarios de gas natural y 28 mil barriles de petróleo condensado tras el ingreso en operación de una nueva planta de procesamiento (CPF por su denominación en inglés). «En el 2027 tenemos planificada una segunda CPF con nuestro socio YPF, para llegar en gas con 17 millones de metros cúbicos de gas reales”, explicó.
Nucleoeléctrica Argentina recibió en la Central Nuclear Embalse al Embajador Designado de Canadá en Argentina, Stewart Ross Wheeler, junto con representantes de AtkinsRéalis y Candu Energy Inc este martes. Durante la jornada, las autoridades participaron en reuniones estratégicas y en un recorrido por las instalaciones de la central, donde pudieron conocer en detalle las capacidades técnicas de Nucleoeléctrica Argentina en el mantenimiento y extensión de vida de las centrales CANDU. “La visita reafirmó la experiencia y capacidad de la empresa en la operación y mantenimiento de centrales nucleares de tipo CANDU en la Argentina”, destacaron desde la compañía operadora de las centrales nucleares del país.
El presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Alberto Lamagna, expresó: “Nuestra empresa cuenta con el conocimiento y la experiencia necesaria para operar y mantener con los más altos estándares las centrales CANDU”
A su vez, el ejecutivo señaló: “Hemos demostrado nuestra capacidad en la extensión de vida de Embalse y estamos preparados para ofrecer nuestros servicios y conocimientos a otras centrales que requieran soluciones de alto nivel en este tipo de tecnología”.
La visita
“La visita subraya la importancia de la cooperación internacional en el sector nuclear y el potencial de Nucleoeléctrica Argentina para proveer servicios especializados a otras plantas del mismo tipo. Con este encuentro, fortalece su vínculo con socios estratégicos clave y reafirma su compromiso con el desarrollo del sector nuclear en el país y la región”, destacaron desde la empresa a través de un comunicado.
El presidente de QM Equipment, Pablo Fiscaletti, presentó el fracturador a gas denominado “Prometheus” en la nueva edición del Vaca Muerta Insights. El ejecutivo detalló cómo fue el proceso de desarrollo de los nuevos equipos que funcionan con motores reciprocantes y que permitirán reemplazar el uso de diésel por gas logrando un ahorro económico en las operaciones. “Arrancamos hace dos años con este proyecto del fracturador a gas. Fuimos experimentando con distintas tecnologías. Este nuevo equipo está a la vanguardia tecnológica mundial porque no hay máquinas de este tipo. Sí hay algunos prototipos en Estados Unidos, pero nosotros encontramos una combinación de motor, transmisión y bomba adecuada para las aplicaciones no convencionales como las de Vaca Muerta”, precisó en diálogo con EconoJournal.
El ejecutivo de QM Equipment aseguró que al inicio la compañía comenzó a construir un prototipo que se estuvo testeando en las últimas cinco semanas en Mar del Plata y adelantó que en abril comenzarán las pruebas de campo en Vaca Muerta.
Impacto
“Estos equipos no van a usar diésel, sino gas, que es muy abundante en Vaca Muerta. Habrá un ahorro muy importante en términos económicos respecto a lo que es una operación de fractura. Un set de fractura típico de Vaca Muerta, que realiza 250 etapas por mes, consume aproximadamente 33 millones de dólares en diésel por año. Con un set de fractura equipado con Fracturadores Prometheus podríamos reducir este costo hasta en un 85%. Este equipo nos permitirá hacer todo ese ahorro de combustible y reemplazarlo por gas de la cuenca Neuquina”, advirtió Fiscaletti.
El fracturador
El motor seleccionado para el fracturador es el primero de su tipo en ser utilizado para fractura. Cuenta con una calificación Rating A y tecnología de combustión Rich Burn, que permite una respuesta más rápida y una mayor potencia, lo que se traduce en ciclos de fractura más eficientes. En la actualidad, los motores utilizados en fractura son Rating C, lo que limita su operación al 100% de carga solo el 50% del tiempo. En cambio, este motor mantiene el 100% de carga sin restricciones, asegurando una mayor disponibilidad y continuidad en la operación.
Asimismo, se estima que la vida útil del motor será entre las 25.000 y 30.000 horas de uso, en contraste con las 17.000 horas de un motor diésel en esta aplicación.
El equipo permite usar el gas del propio yacimiento que está operando. Como consecuencia, esto permitirá reducir el impacto ambiental y las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), contribuir a la solución de la problemática actual de evacuación del gas asociado en los pozos de petróleo y disminuir las emisiones derivadas del transporte de diésel en camiones desde Buenos Aires hasta Neuquén.
Fiscaletti explicó que “el tipo de motor elegido para el equipo está pensado para las operaciones actuales de Vaca Muerta, en las que se está operando entre 18 y 20 horas por día. Todas las compañías quieren ir a una fractura continua en la cual es necesario operar 24 horas por día. Los equipos que operan hoy en Vaca Muerta fueron pensados para una operación discontinua de ocho a 10 horas por día. Y el equipo está diseñado para trabajar 24 horas al día y para funcionar al máximo de potencia. Esto va a reducir los gastos de mantenimiento, operativos, etc.”.
El interés de las compañías
El diseño y fabricación del equipo se llevaron a cabo en la planta de QM en Mar del Plata. El directivo de la firrma advirtió que existe un gran interés por parte de las compañías operadoras en adquirir este nuevo equipo ya que representa un ahorro muy importante en la construcción de un pozo. “Las compañías de servicios están evaluando este nuevo fracturador como una tecnología a futuro porque esto permite reducir la cantidad de bombas que se llevan al campo. Además, ayuda a reducir los costos de mantenimiento. Venimos hablando hace varios meses con las operadoras y empresas de servicio de este proyecto. Están ansiosos por usarlo en el campo”, aseguró.
Proyección
Fiscaletti expresó: “Nosotros fabricamos máquinas de fractura hace muchos años, pero con esto estamos dando un salto y el objetivo es tratar de poner a la vanguardia a Vaca Muerta. También estamos esperanzados porque la formación se ha transformado en una caja de resonancia a nivel global y cualquier tecnología que se prueba allá, una vez validada, se puede transformar en oferta exportable”.
“Hay un crecimiento consolidado en Vaca Muerta. Hoy estamos con mucho trabajo de construcción de máquinas. La Argentina necesita exportar hidrocarburos de forma competitiva y estamos tratando de ofrecer tecnologías que vayan en esa dirección. Con máquinas eficientes y limpias”, concluyó el presidente de QM Equipment.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, reclamó a las empresas de la industria petrolera honrar los acuerdos con la provincia por los cuales “el trabajo en Vaca Muerta sea primero para los neuquinos para cumplir con la sustentabilidad social”. Lo hizo en medio de las tensiones generadas por la salida de la compañía de servicios Halliburton de la provincia de Chubut con 300 despedidos, parte de los cuales podrían tener inserción en el no convencional.
“Todo el trabajo que genera Vaca Muerta le pedimos a la industria que sea con formación local y atendiendo primero a los neuquinos, y en esto siendo muy conscientes que estamos en un ambiente muy competitivo”, afirmó el mandatario en el cierre de la jornada Vaca Muerta Insights 2025 organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía.
Figueroa remarcó que Estado y empresas para ser socios tienen que “cumplir los objetivos de la sustentabilidad social. Si reemplazan el recurso humano con un recurso humano migrante cuando tenemos la calificación en Neuquén, nos impacta en todas las finanzas de la economía provincial”. Además, subrayó la inequidad que se genera en la falta de redistribución de los fondos de coparticipación en favor de la provincia receptora.
“Cada ola de migración interna demanda mayor cantidad y calidad de provisión de servicios públicos, obligando a un doble esfuerzo por parte del Estado, y ante esto la industria tiene que entender que no nos pueden traer gente en igualdad de condiciones a trabajar en nuestra provincia”, insistió el titular del ejecutivo provincial al defender el “trabajo coordinado” con la industria para “el cuidado del ambiente y el cuidado de lo social”.
En su participación en el Vaca Muerta Insights, Figueroa remarcó también las necesidades de infraestructura para afrontar la nueva etapa de los hidrocarburos que se anticipa para los próximos años. “Estamos buscando el horizonte del GNL y en esa nueva era con un decreto no se puede licuar una ineficiencia, ahora tenemos que competir con los mejores del mundo, y tenemos que jugar en equipo mirando los costos, donde la variable de ajuste no puede ser el empleo”.
En ese punto abordó un debate que se generó en las últimas semanas respecto a los costos de producción en el no convencional neuquino: “Visualizamos que las grandes empresas de servicios están pasando un costo por encima de lo que podrían estar haciendo en Vaca Muerta, no las pymes neuquinas, y en esas empresas hay una variable en la cual trabajar”, afirmó además de cuestionar que a pesar de “llevarse grandes ganancias no están aportando a las becas de los jóvenes”.
Figueroa reiteró el compromiso del Estado provincial de asumir las obras de infraestructura que le competen, pero a la vez reclamó la reciprocidad de las empresas en los acuerdos alcanzados en los últimos años. En ese sentido citó como ejemplo que en el proyecto vial de circunvalación de la ciudad de Añelo, se firmó un acuerdo por el cual “Neuquén debía realizar 12 kilómetros de obra y mientras ya lleva realizados 23 kilómetros, las empresas no empezaron a ejecutar una obra”.
La provincia estimó que cada 100 kilómetros de caminos de tierra vinculados a la operación petrolera, la industria pierde US$ 50 millones al año, y otros US$ 22 millones por la demora diaria de una hora para atravesar Añelo. “Es necesario que la industria se sume a realizar estas obras lo más rápido posible porque cada minuto que pasa son pesos o dólares que se pierden en función de ser más competitivos”, reseñó.
El gobernador destacó que su administración en 2024 desaceleró el gasto público lo que permitió un ahorro de US$ 1000 millones que permitió “tener un superávit que dio autodeterminación para invertir en las cosas que le importa al Estado como el trabajo local, desarrollar nuevas empresas, potenciar la educación, la salud y la seguridad, ofreciendo a las compañías la gran ventaja de contar con capacidad y recurso instalado”.
“Todas las operadoras saben que no es lo mismo ir a una provincia a hacer hospitales, puentes ciudades, con una ciudad que se adapta rápidamente y donde el estado realiza inversión pública pura que genera las condiciones sociales para que la industria pueda utilizar esa capacidad instalada”, agregó al explicitar las diferentes visiones al respecto con el Gobierno nacional.
Finalmente, Figueroa volvió a referirse a la adaptación de la provincia a la rotación de portafolios de inversión como el caso de ExxonMobil que permitió fijar una postura para abordar el movimiento de aquellas otras compañías que quieren valuar sus inversiones para ver qué podrían obtener de Vaca Muerta, lo que se responde con la reafirmación de las condiciones para atraer nuevas inversiones y que puedan analizar libremente en el mercado.
Más allá de la libertad de empresa, la provincia también defiende sus intereses ante la contingencia nueva que genera el negocio de los activos y, en ese sentido, también entendió “muy importante generar que las distintas áreas o el acreaje sea un poco más chico” a lo que originalmente se ofrecía para hacer más atractiva la inversión, en la promoción inicial de la formación años atrás.
“Hoy hay que traer otras empresas que quieran invertir y que tuvieron un rol muy importante en el desarrollo de Estados Unidos, y siempre a la sombra de las grandes empresas. Vamos a viajar para interesarlas en este desembarco para monetizar la Vaca Muerta de los próximos 30 años”, concluyó el gobernador.
El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que durante enero de 2025 las exportaciones aumentaron un 10% al respecto del mes anterior. En cuanto a la variación interanual también se observó un aumento importante del 63%, favorecido por los subsectores como básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. Por su parte, en el acumulado del año se observó una suba.
El informe resaltó que la producción del sector durante el primer mes del año 2025 decreció un 7% respecto al diciembre 2024, argumentado por paradas de planta estacionales y bajo nivel de producción. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa que hubo crecimiento del 23%; mientras que el acumulado del año para este mes reflejó valores positivos.
A su vez, el relevamiento de la CIQyP® indicó que las ventas locales disminuyeron, en las tres variables: en la mensual, en la interanual y en el acumulado.
Pequeñas y medianas empresas
Por su parte, la reseña elaborada por la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), señaló que en enero 2025 la producción creció un 2% y las ventas locales un 1%; mientras que las exportaciones se mantuvieron, todo con respecto a diciembre 2024. Con respecto a la variación anual y la acumulada, tanto la producción como las ventas locales cayeron; pero en las mismas variables las exportaciones subieron en ambos casos.
Durante enero de 2025, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 32,06% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 10,18% en las importaciones y del 42,4% en las exportaciones.
Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta presentó que durante enero de 2025 tuvo un uso promedio del 64% para los productos básicos e intermedios y del 40% 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 enero 2025, fueron de 256 millones de dólares.
“El sector químico y petroquímico sigue la tendencia de la industria en general, con menores ventas locales y con aumento de exportaciones, pero sin embargo los datos de producción aún siguen menores a períodos anteriores. Se vislumbra un crecimiento del producto interno del país en 2025 que seguro impactará en el sector”, enfatizó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El viceministro coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía, Daniel González, dio precisiones sobre la reformas que quiere implementar el gobierno para desregular el mercado eléctrico en el país. Señaló que el sistema actual es una “maraña de decretos y resoluciones”, pero que “lo vamos a normalizar, porque queremos que los contratos de los generadores y distribuidores sean libres”.
González describió las reformas que lanzó el gobierno como “indispensables” para el mercado eléctrico. Lo hizo este miércoles en el Vaca Muerta Insights 2025, evento organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía y realizado en la capital neuquina.
En su presentación, el funcionario hizo un balance de su reciente participación en el CERAWeek, el mega evento energético más importante del mundo que se acaba de realizar en Houston (Estados Unidos): “me quedé muy impresionado cómo cambió la agenda a partir del gobierno de Trump con una revalorización de los hidrocarburos como no veíamos hace mucho tiempo”.
González añadió que “esto no quiere decir que la agenda de transición esté muerta porque el cambio climático es una realidad, pero claramente se postergó en el tiempo. Me parece que se está creando un nivel de racionalidad y pragmatismo que no tenía y esto es bueno para la Argentina y para Vaca Muerta”. Además, González destacó el lugar destacado que tuvo la Argentina en ese evento.
También subrayó que el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) despertó mucho interés en el evento y contó que, hasta el momento, “tiene 11 proyectos que se presentaron y uno de ellos es el Vaca Muerta Sur (VMOS)”, la obra de infraestructura para ampliar la capacidad de transporte de petróleo de Vaca Muerta.
En este sentido, añadió que “creemos que tenemos que ir a un esquema de desarrollo privado y el Estado sólo tiene que generar condiciones. Lo que falta, y no estamos tan lejos, es que haya compañías de midstream que encaren proyectos y no sean las operadoras, como ocurre ahora. Esto va a pasar, es cuestión de cuándo. Será así por la baja de tasa de interés”. González afirmó que en el CERAWeek «tuve muchas consultas de empresas sobre “el RIGI y los proyectos de Vaca Muerta como el VMOS”.
Mercado eléctrico y Plan Gas
González también se refirió a la normalización del mercado eléctrico mayorista: “no hay ninguna duda de que es un lío la maraña de regulaciones, decretos y resoluciones, que tocan directamente al sector eléctrico e indirectamente al del gas”. “Nuestro norte es la normalización del mercado, es que se vuelva a contratar. Que la generación pueda comprar su combustible, que pueda contratar con la distribución libremente. Estamos en esa dirección pero lo estamos haciendo en etapas”, agregó.
En el evento Vaca Muerta Insights, González contó también que la desregulación no la hicieron mediante una resolución, sino que “fue a través de una nota y recibieron muchas respuestas del sector privado que mejoraron la iniciativa que desde el gobierno habíamos pensado. Lo trabajamos durante seis meses. El tema es que cada actor cuando analizó los papeles coincidió, pero cuando hizo los números dijo ´con la mía no´. Por eso ahora a nosotros nos toca bajar más la propuesta a la tierra respetando los contratos y la ley”.
“Tenemos un corset que se llama Plan Gas y lo vamos a cumplir porque es una de las pocas políticas que tuvieron continuidad desde 2012 al presente. Fue necesario y fue bueno. Tenés todo el gas contratado con un solo offtaker (comprador), que es el Estado. Nos guste o no lo vamos a cumplir”, destacó el coordinador del Ministerio de Economía.
Pero, agregó, “dentro del Plan Gas, si vemos una forma de generar competencia, lo hicimos y lo vamos a hacer. Tuvimos reclamos y luego tuvimos un feedback con las compañías. Todos tenemos que estar dispuestos a cambiar algo, que es muy difícil porque en más de 13 años no se tenía que vender el gas. Alguna vez hubo competencia, pero nosotros queremos que sea permanente”.
Represas
El funcionario habló de las represas que están concluyendo sus contratos luego de 30 años: “estamos muy cerca de terminar con la licitación, en poco tiempo se va a conocer cuál es la idea del plan de licitación que vamos a impulsar. No vamos a licitar la operación y mantenimiento, sino que vamos a concesionar las cuatro centrales, que vencieron en 2023 y 2024, con una lógica alineada con la normalización del mercado eléctrico y es que se empiece a contratar libremente”.
“Lo vamos a hacer gradualmente. No nos sobra potencia a nivel país, si estamos bien en generación. Queremos que el mercado lo sienta como un paso consistente con el resto de las cosas que vamos a hacer, pero que no nos desajuste el tablero de ajedrez, para que un movimiento no nos rompa todo lo que venimos haciendo”, remarcó González.
Vaca Muerta
Por último, Daniel González indicó que “sin dudas que tenemos recursos abundantes, pero no nos tenemos que quedar en eso. En Vaca Muerta tenemos alrededor de 35 equipos de perforación, pero Permian (una de las principales formaciones de shale de Estados Unidos.) tiene más de 300 y nuestros pozos son mejores a los de Permian. Lo que no tenemos es la competencia. Coincido ciento por ciento con Horacio (Marín, CEO y presidente de YPF) en que tenemos servicios con costos mucho más altos que los de Estados Unidos”.
“El cepo (cambiario) también jugó un rol en que esto sea así para Vaca Muerta y estoy seguro que tiene que cambiar. Pero es una combinación de las operadoras, de la cadena de valor, de la provincia, de la nación, de los municipios y los gremios. Tenemos que entender todos que la competitividad en Vaca Muerta la tenemos que ganar todos los días”, afirmó.
González habló del impacto de los precios: “con el barril de petróleo a un precio internacional de US$ 80 es una cosa. Si se ubica en US$ 70 es otra y quién sabe si va a tocar los US$ 60. La idea es que con menor inflación y un tipo de cambio más estable todo sea más transparente”.
“En el gas, a su vez, es mucho más transparente, porque a con un precio de 3,5 dólares (por millón de BTU) el Plan Gas, no sé si el LNG (Gas Natural Licuado) es factible. Efectivamente los costos tienen que bajar para que, con precios un poco menores, siga volando”, concluyó Daniel González.
El presidente y CEO de YPF detalló los proyectos que la compañía tiene por delante en el Vaca Muerta Insights 2025 organizado por EconoJournal, LM Neuquén y Más Energía. El ejecutivo aseguró que la compañía va a llegar a producir 200 mil barriles para fin de este año y que el segundo semestre terminará de salir de los campos maduros. Insistió con que las empresas de servicio tienen que bajar sus costos. “Hay números que dan vergüenza. Hay herramientas que son 300% más caras que en Permian”, sostuvo. Dijo que “YPF es tan grande como Halliburton mundial y nadie lo sabe. Todos creen que YPF es más chica. Somos exactamente iguales en EBITDA que Halliburton. Somos la compañía que más invierte, somos la compañía que más pozos hace en Latinoamérica. Además, aseguró que el presidente Milei es clave para abrir nuevos mercados. “Las camisetas de Messi no venden gas y Milei sí”.
–¿Cuán rápido ve el crecimiento de la producción de petróleo de YPF?
–El 11 de abril le vamos a hablar a los inversores del programa de largo plazo. No puedo adelantar mucho, pero estamos apuntando a llegar a los 200 mil barriles para fin de año. Hoy estamos entre 150 mil y 160 mil barriles.
–¿Cómo ve la parte final del proceso de salida de campos maduros y focalización en Vaca Muerta?
–Para el segundo semestre de este año deberíamos tratar de estar afuera de todo. En lo que es el proceso Andes, estamos en el final. En Mendoza falta un decreto que debería salir esta semana y ya estaríamos terminando y en Neuquén es cuestión de días. En Río Negro falta un área porque una empresa no cumplió los términos, pero estamos a un par de meses de terminar. En Chubut ya terminamos el proceso. Tengo entendido que Tecpetrol ha llegado a un acuerdo con alguna compañía en El Tordillo y nosotros vamos a ir a caballo ahí y salimos también. Y lo que es la reversión de Resting Alí ya está todo acordado. En Santa Cruz y Tierra del Fuego estamos negociando con los gobiernos provinciales y soy muy positivo de que vamos a llegar a acuerdos muy rápido. Después eso va a tardar en salir. Nosotros estamos haciendo ahí algo que va marcar el precedente en la Argentina porque YPF está saliendo tarde. Hay que saber salir de los campos. YPF salió tarde de algunos campos maduros, sobre todo de Santa Cruz y Tierra del Fuego. No había una posibilidad concreta. En Tierra del Fuego hicimos como un Andes II y en las propuestas me pidieron una noche con mi señora, que les demos plata y que vayamos de rodilla hasta tal lado. Es muy difícil cerrar algo así. Lo que mostramos ahí es que cuando los pasivos son mayores que los activos no hay forma de salir a través de una licitación para que ingrese otra compañía. Entonces nosotros tomamos el toro por las astas, hablamos con ambos gobiernos provinciales y estamos saneando todo. Estamos saneando el medio ambiente, estamos haciendo las reducciones que se tienen que hacer y hacer todo viable para que cuando nosotros hagamos lo que definan las provincias en el tema reversión dejemos el ecosistema lógico para que ellos sí logren la entrada de compañías más chicas.
–Vos dijiste en Houston que salir de un activo cuando el pasivo vale más de un activo es inviable.
–Lo que tenés que hacer es reducir los pasivos para que los activos sean mayores, hoy ya no lo podés hacer eso, pasan a la provincia y la provincia elige la formas de cómo quiere continuar porque es la dueña del recurso y nosotros seguimos operando por un tiempo para darle el tiempo necesario para que haga las cosas correctamente y se sale con paz social.
–Parece fácil, pero implica reeducar a un montón de actores.
–Nosotros hablamos con todos los actores, pero también tiene que ver mucho el gobierno nacional, el presidente que nos deja trabajar y nos dice que generemos valor para YPF. Eso es muy importante también porque yo no creo que seamos inteligentes y que hayamos hecho cosas que no tenían pensado los anteriores. Infiero que la política también jugó un papel fuerte en el pasado para que YPF haya perdido plata tantos años.
–¿Qué desafíos ve para llegar a 200 mil barriles a fin de año y qué aspectos crees que la industria tiene que trabajar?
–Para llegar a 200 mil Farina (NdR: Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de upstream) tiene que poner buenos pozos, si Farina pone buenos pozos llegamos. Además, estamos trabajando en el oleoducto VMOS. El oleoducto VMOS es un antes y un después porque quita realmente el cuello de botella a Vaca Muerta. Por eso nosotros decimos que el objetivo de largo plazo de YPF es que Argentina exporte 30.000 millones de dólares a partir de 2031. Ahí estás incluyendo a toda la industria. Toda la industria tiene que ayudar a llegar a ese valor. ¿Qué pasaba? ¿Por qué no se podía llegar? En petróleo el Duplicar X nosotros lo trabamos hasta donde lo teníamos que trabar. ¿Por qué lo trabamos? Porque veíamos que había ciertos juegos y temores. Una vez que fue consolidado con todos los socios que conoces abrimos Duplicar X. Con eso Neuquén tranquilamente puede producir tranquilamente un 1,2 millón o 1,5 millón de barriles. El número que tengo yo es que puede exportar a Chile 110.000 barriles, 110.000 barriles que van para la refinería de Luján de Cuyo, los 300 mil barriles que van para La Plata, más el VMOS te da para 1,5 millón de barriles.
–El Duplicar X es un proyecto que está lanzando Oldelval. ¿Ya está aprobado?
–Ya fue aprobado y las compañías pidieron capacidad.
–¿De cuánto?
–El número que yo tengo es de 50 mil barriles. Los números nuestros muestran que es mucho más económico para las compañías el VMOS. El VMOS tiene escala, va a un puerto de aguas profundas y al ser de aguas profundas podés vender los barcos de 2 millones de barriles y te ahorrás 2 o 3 dólares por barril. Nosotros tenemos clarísimo que Oldelval es mercado interno y VMOS es exportación. Nosotros el año pasado fuimos el mayor exportador de petróleo cuando YPF no era una compañía que exportaba y este año yo no creo que lo vayamos a hacer porque nuestro crecimiento va a ser más en la reducción de campos maduros, que la vamos más que compensar, y además hoy es absolutamente indistinto entre el mercado interno y exportar. La diferencia son los ingresos brutos. Después no hay diferencia. Hoy estamos en libre mercado con la nueva Ley de Bases.
–La convergencia entre el precio internacional y el doméstico en los últimos 25 años fue la excepción, no fue la norma.
–A mí me parece ridículo que te inviten a la televisión porque bajaste la nafta. Eso te muestra que es un país que no era lógico. La nafta sube y baja dependiendo del precio del petróleo.
–La semana pasada mencionaste como un desafío tener un ramp up de inversión, de actividad, de producción, con costos que vayan acompañando.
–Yo escuché que decían que Argentina no es competitiva por el costo laboral. No es el costo laboral, son los costos unitarios. ¿Viste lo que se llama brocha gorda y brocha fina? ¿Primero que vas a usar? Brocha gorda. Bueno, la brocha gorda son los costos unitarios. Yo no voy a mandar al frente a ninguna compañía, pero voy a decir que los costos unitarios que pagamos las operadoras hoy en Argentina de empresas de servicio internacionales es absolutamente mucho más caro de lo que se paga en Permian y con un país que tiene libre mercado. Hoy no te pueden decir que no pueden sacar el dinero o que no pueden entrar herramientas. La industria es la que tenía que patear el tablero y nosotros tomamos la decisión de patear el tablero. Ya hablamos con compañías internacionales, vamos a comenzar a hablar con compañías de materiales y vamos a bajar los costos. Y no es solamente para YPF, es para toda la industria. Yo el otro día declaré que la diferencia es 35%. Si agarro un pozo de Vaca Muerta, lo subo a un avión, lo llevo a Permian, le pongo los costos unitarios y es 35% más caro. Rystad me dijo ayer que hicieron el trabajo de llevar el pozo en el avión, bajarlo en Permian y les da 32% más caro. Es lo mismo. Lo que Rystad me dio es todo el desglose de la diferencia de costos. Lo tenía propio y lo tengo hecho por Rystad también así que nadie puede esconder el sol con la mano. Vamos a ir por eso. En CeraWeek me dediqué a ir por eso, hablé con los CEOs de las dos compañías más grandes, esta semana tengo reuniones y tienen que bajar los costos. Rystad me dijo también que YPF es la compañía en Latinoamérica que más pozos hace hoy y lo va a ser en los próximos 5 o 10 años. YPF se tiene que creer lo que es. Nadie llega a ninguna meta cuando no sabe quien es. YPF es tan grande como Halliburton mundial y nadie lo sabe. Todos creen que YPF es más chica. Somos exactamente iguales en EBITDA que Halliburton. Somos la compañía que más invierte, somos la compañía que más pozos hace en Latinoamérica. No puede que nos vendan las herramientas como era durante el gobierno anterior cuando no se podía hacer nada.
–¿No entendés esa posición de una compañía de servicios que no podía girar dividendos al exterior, que estaba calzada en pesos y que tenía que cubrirse?
–Te lo entiendo. Es lógico que el tipo espere que vos lo llames. Lo llamamos. Es importante que todo sepamos que el LNG está muy adelantado, pero competimos con Estados Unidos y no hay margen para estas cosas.
–¿En los próximos dos meses vas a trabajar esta agenda?
–El tiempo que sea. Yo creo que va a ser más rápido porque los números que yo tengo los tienen todos y hay números que dan vergüenza. Hay herramientas que son 300% más caras que en Permian.
–Debés tener empresas de servicios que te van a decir que necesitan ir creciendo con una curva de aprendizaje en una economía que está más estabilizada, que tiene apertura cambiaria, pero déjame llegar hasta ese lugar.
–Si la diferencia es de 10%, pero 300% es mucho y 50% también es mucho. Yo tengo que defender a YPF. Para eso me pagan.
–En IEFA dijiste que está muy avanzando el proyecto flotante de LNG. ¿Podés contar un poco sobre ese proyecto?
–En ese proyecto estamos trabajando con Pan American. Vamos a tener el mismo porcentaje. Lidera Pan American porque vio el proyecto. Lo que hicimos nosotros fue entrar, dar masa y lograr que sea un proyecto continúo, no estacional, y que necesita un gasoducto. Estamos discutiendo los documentos finales y creo que va a ser positivo. En el momento que se firme va a ser un hecho relevante para las compañías que cotizamos en bolsa, pero estamos trabajando. Yo soy positivo. Lo veo muy cercano. Pero no solo veo muy cercano eso. El Argentina LNG 2 que es con Shell, y los off-takers son las tres compañías supermajors más grandes de LNG, también lo veo cercano, pero se va a atrasar en tiempo porque en abril tenemos que pasar a la ingeniería de detalle para luego hacer la licitación y el FID (NdR: Final Investment Decision), que es cuando tomás la decisión de inversión, yo lo veo para el año que viene, debería ser abril del año que viene. Y durante todo este año con Shell ya tenemos el Financial Advisor y tenemos que trabajar en los Project Final y ver cómo lo hacemos. El Argentina LNG 3, que todos decían que es un dream, y los dream a veces cuando vos empujás, lográs cosas. Fuimos a buscar mercados.
–Fuiste el 1 de enero. No sé cómo tu familia te bancó en esa.
–Es foco. Si te tenés que ir el 1 de enero te vas el 1 de enero. Fui a India, Alemania, Israel, Japón, Corea, China. Y no fue YPF solo. Invitamos a Pan American y a Pampa. Sigo insistiendo, yo vine a trabajar con la industria, no contra la industria. No queremos tener posición dominante ni posición de emperador. Gallino (NdR: Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF) está liderando la obra del lado de las operadoras, el día que terminamos, funciona bien y nos vamos. Después es tocar un botón y que bombee. En ese viaje del Argentina LNG 3 salió algo muy espectacular.
–Hiciste una referencia de que hay un tercer proyecto de LNG.
–Sí, pero pueden ser dos, no tres. En estos días estamos recibiendo una oferta para hacer un barco muy rápido. En el CeraWeek me llamaron dos empresas extraordinarias que nadie las puede sacar. Esto puede ser que se adelante fuertemente. Ya estamos negociando con ambas compañías y otra tercera, que es una supermajor, quiere entrar. Hasta pueden llegar a ser dos barcos. Puede salir bien o mal, pero lo importante es pelearla y buscar la meta. Si estas metas salen, para fin de año tenemos armado 28 millones de toneladas de LNG.
–¿Están pensando en hacer algo en el offshore frente a Uruguay?
–En YPF queremos hacer todo rápido, para desarrollar ya, porque en hidrocarburos las ventanas son cortas. Tenemos dos áreas y puede estar Namibia (NdR: YPF ha identificado similitudes geológicas entre el Mar Argentino y la cuenca de Orange en Namibia). Para buscar lo grande tenés que buscar las turbiditas (NdR: depósitos sedimentarios formados por corrientes de turbidez en ambientes marinos profundos). Eso encontraron en Namibia y nosotros tenemos dos áreas. Una de 17.000 km2 en Uruguay y otra del orden de 12.000 km2 en Argentina donde estamos con Equinor. Mucho más fácil es una negociación cuando estás al 100%. Estamos viendo con una de las mejores empresas del offshore. Si perforan antes del 2027 vamos a pedir una aprobación rápida al board para hacerlo ahí. No es Petrobras. No tenemos ninguna negociación abierta con Petrobras. Ni YPF ni ninguna compañía en Argentina tiene Know how para perforar en el offshore profundo. Hay que saber respetar al que sabe hacerlo. Ahí vuela YPF porque 17.000 km2 es casi la mitad de Vaca Muerta.
–¿Hay posibilidades de financiar todos esos proyectos?
–Nosotros no queremos hacer todos los proyectos.
–¿Cómo industria te lo pregunto?
–Yo creo que hay. A nosotros nos están llamando muchas compañías internacionales para hacer esas inversiones. En Petroquímica no te puedo decir, pero yo creo que hay que hacer un cracker adicional (NdR: construir una nueva unidad de craqueo). Puede ser Dow o una compañía de Medio Oriente. Las de Medio Oriente tienen mucho apetito para meterse en petroquímica, pero no lo estamos negociando hoy.
–¿Y en fertilizantes?
–Necesitás 4 millones de m3 de gas para abastecer toda la urea que necesita la Argentina. Profertil consume 2 millones de m3. Tenemos tantas reservas que quedarte en eso y discutir la industrialización es chiquito. La industrialización viene porque tenés tanto gas que va a venir. El LNG es clave, es lo grande. Lo regional no es tan grande. Yo estuve con la presidenta de Petrobras Brasil y no es lo que leés en los diarios. Nadie te va a firmar una exportación de 20 años take or pay porque si llueve no consumen. Son cosas chicas.
–¿Qué precio de gas en boca de pozo necesita el LNG para ser viable económicamente?
–Las empresas entramos en el Plan Gas. Tiene que ser algo parecido. ¿Alguien pierde plata con el Plan Gas? No.
–El Plan Gas es 3,5 dólares por millón de BTU. ¿Tiene que estar en ese orden de magnitud?
–En ese orden. En Argentina para desarrollar infraestructura tenés que estar en el orden de los 3 dólares y después lo que tiene que haber es optimización y eficiencia para estar cada vez más rentable. Otra cosa importante es que para ver quien llega a Asia mejor, si Estados Unidos o Argentina. No se agarra un mapa y se pone una regla. Eso no es así porque Estados Unidos tiene que pasar por Panamá. El CEO de JERA, que es mayor comprador del mundo me dijo que nosotros llegamos 14 días antes que los americanos a Japón así que les quiero comprar gas. Estamos hablando de transporte. Después está todo lo demás.
–¿Algo más que te haya quedado pendiente plantear en materia de desafíos con respecto a Vaca Muerta?
–Ves a ese que está ahí a la derecha, ese flaco de Total Energy firmó para el Instituto en Vaca Muerta. Todos los demás no están firmando. Todas las compañías de servicio firmaron, pero las operadoras no están firmando. Es muy poco dinero. Por lo tanto, no lo puedo entender.
–¿Qué están buscando con eso?
–Si vamos a duplicar el petróleo y el gas, necesitamos capacitar más gente. ¿Qué querés? ¿Qué venga la gente y lo ponga? Yo no quiero trabajar en una industria con accidentes. Qué no se hagan los boludos y que firmen. La gente tiene que saber lo que va a hacer, tiene que tener capacidad técnica. Eso nos viene bien a nosotros porque vamos a tener eficiencia. Nosotros competimos con Estados Unidos. La agenda woke me tiene las bolas al plato. Si querés que la gente no se lastime este instituto es necesario.
–Si mirás los próximos dos años, ¿qué mensaje querés pasar?
–Son dos años clave. En 2025, 2026 y parte de 2027 son clave porque vamos a generar toda la infraestructura con LNG y tenemos que consolidar. Otra cosa que estamos haciendo son Real Time Intelligent Center para todo YPF. El 7 de abril inauguramos el del downstream en La Plata. Vamos a invertir 80 millones de dólares en downstream para que seamos la mejor empresa de Latinoamérica de downstream. No somos la mejor. Estamos en el cuartil tres y vamos a estar en el 2027 en el cuartil uno. El Toyota Well también es clave porque perforar rápido y completar rápido no es ser eficiente. Ser eficiente es tener ciclos básicos, capital de trabajo bajo y tener incluido dentro del compromiso a la cadena de valor. Voy a decir lo último, cuando voy a Asia y a todos lados. A mí se me hace fácil abrir mercados porque el presidente Milei es un líder internacional. Llevo camisetas de Messi, pero las camisetas de Messi no venden gas y Milei sí. Cuando le doy a un CEO de Japón la de Messi se pone contento, pero no me dice “te voy a comprar dos millones más”, pero cuando yo me siento, me pongo hablar y me da la mano, de lo primero que habla es de Milei y cuando me habla de Milei y de toda la transformación que está haciendo yo sé que me voy de la reunión vendiendo gas.
Con el objetivo de replantear y reconvertir una acción institucional, el Grupo Aconcagua Energía concretó la entrega de cinco DEA (Desfibrilador Externo Automático a diferentes instituciones sociales y educativas cercanas a su zona de operación. Estas entregas y capacitaciones fueron posible gracias a la articulación con el Ministerio de Educación de Mendoza, a través del área de enlace institucional, y de la Municipalidad de Tupungato; en Río Negro, a través del Ministerio de Educación, del Ministerio de Deportes y Turismo, de la Secretaría de Energía y Ambiente, y de la Municipalidad de Cipolletti, destacaron desde la firma.
Los equipos que serán colocados en escuelas y clubes deportivos. “Decidimos reconvertir la entrega tradicional de obsequios institucionales, en una causa que verdaderamente haga la diferencia: la entrega de estos desfibriladores a instituciones de las comunidades cercanas a nuestras operaciones”, señaló Lorena Pérez, coordinadora de Inversión Social de Aconcagua Energía, quien además destacó que para concretar la entrega coordinaron la gestión articulando con referentes de instituciones públicas de cada provincia.
Los equipos
Los equipos entregados, en esta oportunidad, fueron para la escuela rural N° 1-634 “Isla Soledad”, ubicada en la localidad de Anchoris, Tupungato, Mendoza; y en Río Negro a la escuela rural N° 242 de Peñas Blancas, a las escuelas CENT N° 44 y CET N° 7 (instituciones que comparten edificio), y a Catriel Rugby y Hockey Club; todas de la localidad de Catriel; por último, a la organización social Alma Fuerte, en la localidad de Cipolletti.
Hugo Sánchez, de la organización Alma Fuerte, expresó: “Agradecemos a la empresa Aconcagua Energía por la donación del desfibrilador portátil ya que lo consideramos una herramienta vital para salvar vidas. En nuestro ámbito siempre hay familias presentes por lo que estar preparados ante una posible emergencia es fundamental, muchísimas gracias por su gran aporte no solo a nuestra institución sino también a parte de la comunidad de Cipolletti”.
Roxana López, directora de la escuela de Anchoris, Mendoza comentó: “Se trata de una valiosa donación que evidencia el compromiso hacia la comunidad por parte de Aconcagua Energía, buscando colaborar de alguna forma con el bienestar y la mejora de sus vecinos, aportando, a su vez, conocimiento frente a un tema que nos interpela a todos”.
Leandro Rodríguez, responsable de enlace institucional del Ministerio de Educación de Mendoza aseguró que “este gesto no solo salva vidas, sino también demuestra cómo la cooperación entre el sector público y privado puede transformar la educación en un espacio más seguro y preparado. Agradecidos a Aconcagua Energía por su compromiso con la comunidad”.
También expresó unas palabras, Federico Matteucci, presidente de Catriel Rugby y Hockey Club: “Con este equipo podremos reflotar el proyecto de enfermería que dará cuidado en los partidos del club. Contar con un equipo de estas características es de vital importancia para la actividad que realizamos como institución deportiva y poder capacitar a nuestra comunidad es de gran valor”.
Por último, Leandro Domini, secretario de Deportes de la Municipalidad de Cipolletti comentó que “la incorporación de este tipo de elementos revaloriza la función de las instituciones de la ciudad. También para enlazar una escuelita barrial con más de 300 niños junto con una empresa comprometida con el desarrollo social”.
Capacitaciones
Adicionalmente a la entrega de los DEA, y mediante gestiones llevadas a adelante con instituciones públicas provinciales y municipales, Aconcagua Energía está realizando capacitaciones sobre primeros auxilios, RCP y el uso adecuado de los equipos DEA. Estas formaciones tienen como objetivo mejorar la preparación de las personas ante posibles situaciones inesperadas y así fortalecer el sentido de responsabilidad colectiva.
“De esta forma, el Grupo ya concretó la entrega de cinco de un total de nueve equipos, con el fin de generar un impacto positivo y a largo plazo en la seguridad de las comunidades cercanas a sus operaciones y reafirmando así su compromiso social”, destacaron desde la compañía.
Ana Aneise, economista especializada en energía y cambio climático e integrante de Fundar, analizó las oportunidades de desarrollo y de diversificación de la matriz energética que tiene la Argentina y advirtió cuáles serán los desafíos que deberá atravesar el sector en los próximos años. En diálogo con EconoJournal, Aneise advirtió sobre el rol que podrá jugar Vaca Muerta para impulsar la transición energética en el país y sostuvo que la contribución más evidente será con el gas natural, mediante la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a nivel global. La especialista en energía y cambio climático aseveró que “si bien es probable que estos usos no se alineen con una trayectoria de emisiones compatible con el objetivo de limitar el calentamiento global a 1,5°C, sí implican una reducción de emisiones en comparación con el escenario contrafáctico”. También marcó la necesidad de contar con una Ley de Eficiencia Energética en el país: «La eficiencia energética es la fuente más barata de todas porque es energía que se ahorra, y en ese sentido creo que es un gran impulsor del desarrollo económico».
Ana Aneise, economista especializada en energía y cambio climático e integrante de Fundar
—¿Cuáles cree que son los principales desafíos para la diversificación de la matriz energética en la Argentina?
–La principal vía para diversificar la matriz energética argentina hoy es la incorporación de generación renovable. A más largo plazo se pueden pensar en otras tecnologías. Y los principales desafíos son aquellos vinculados a la incorporación de este tipo de energía. En primer lugar, los cuellos de botella en el transporte de alta tensión, por la saturación. En segundo lugar, lograr acceder a financiamiento para esos proyectos, algo que en un país con la inestabilidad de la Argentina no es trivial, pero que además está siendo un desafío para el conjunto de países en vías de desarrollo. En tercer lugar, tener algún tipo de predictibilidad en el marco regulatorio.
La Ley 27.191 de Promoción de Energía Renovable se vence este año, por eso es importante pensar cuáles son las metas de largo plazo que van a ordenar el despliegue de renovables de aquí en adelante y cómo se va a articular ese proceso con la necesidad de generación flexible, o con las posibilidades de incrementar el gerenciamiento de la demanda. Estas son preguntas que requieren una visión del conjunto del sistema y cuya formulación debería estar liderada por el Poder Ejecutivo Nacional. No obstante, estas limitaciones, hoy la generación distribuida es una vía para sortear las dificultades que se plantean en el sistema interconectado, y es un ámbito además plausible de ser impulsado por las provincias, lo que lo hace hoy una vía interesante para avanzar en la incorporación de renovables.
—¿Qué rol puede jugar el desarrollo de Vaca Muerta para impulsar la transición energética en el país y también a nivel global?
–A nivel global, la contribución más evidente es la del gas natural, tanto en el mercado regional como, especialmente, a través de su exportación como GNL hacia mercados internacionales. En estos casos, puede reemplazar GNL proveniente de proveedores más distantes —con mayores emisiones asociadas al transporte— o carbón para generación eléctrica. Si bien es probable que estos usos no se alineen con una trayectoria de emisiones compatible con el objetivo de limitar el calentamiento global a 1,5°C, sí implican una reducción de emisiones en comparación con el escenario contrafáctico.
A nivel local, el gas viene desplazando la generación eléctrica a partir de combustibles líquidos, lo que no sólo reduce las importaciones de energía, sino que también disminuye las emisiones, representando así un avance parcial en la descarbonización. De cara al futuro. El rol de Vaca Muerta adquiere una dimensión más indirecta y económica, vinculada a la capacidad de generar divisas, contribuir a la estabilización macroeconómica y así habilitar el acceso a financiamiento.
Eficiencia energética
Aneise hizo referencia a las medidas de eficiencia energética que se podrían implementar para reducir el consumo sin afectar el desarrollo y crecimiento del país. Sobre este punto hizo foco en los principales obstáculos que suelen aparecen a la hora de implementar estas medidas como el recupero de las inversiones y el acceso a financiamiento.
—¿Qué políticas de eficiencia energética podrían ayudar a reducir el consumo?
–La eficiencia energética es la fuente más barata de todas porque es energía que se ahorra, y en ese sentido creo que es un gran impulsor del desarrollo económico. No existe una única solución ni siquiera dentro de un mismo sector; las políticas y medidas son diversas. Por ejemplo, en el sector de la construcción, más de la mitad de las oportunidades de reducción del consumo provienen de mejoras en la climatización, seguidas por el aumento en la eficiencia de los electrodomésticos. En la industria, si bien la atención suele centrarse en sectores altamente intensivos en energía, como el hierro y el acero, existen enormes oportunidades de eficiencia en una amplia variedad de actividades más fragmentadas.
Los principales obstáculos para avanzar en esta dirección suelen estar relacionados con el horizonte de recupero de las inversiones, determinado por el costo de la energía, y con el acceso a financiamiento a tasas competitivas. Pero, en la Argentina cabe mencionar la ausencia de políticas públicas en este ámbito. Somos de los pocos países de la región que no tiene una Ley de Eficiencia Energética que plantee metas claras y una hoja de ruta para avanzar. Como resultado, muchos esfuerzos quedan en manos de las provincias, lo que, si bien puede generar avances, también contribuye a una gran heterogeneidad y a la falta de previsibilidad en la implementación de mejoras a nivel nacional.
Sistema eléctrico e incorporación de renovables
–¿Cómo considera que el país puede solucionar el cuello de botella que representa la infraestructura para integrar e incrementar el porcentaje de renovables en el sistema eléctrico?
–Este problema tiene raíces estructurales en el diseño regulatorio del sistema: el transportista de alta tensión, cuya remuneración está regulada por el ENRE, solo tiene obligación de operar y mantener las redes existentes, pero no de ampliarlas. En el esquema original, inspirado en un enfoque market driven, la expansión debía surgir de un acuerdo entre la oferta y la demanda, algo que en la Argentina suele fracasar por las condiciones macroeconómicas adversas y la falta de señales claras para coordinar esas inversiones.
Una alternativa que estuvo sobre la mesa es financiar la obra del AMBA I mediante un cargo fijo en las facturas de electricidad, con el sistema de estampillado, pero esta opción quedó congelada. Y pareciera ser que el contexto de aparente estabilización económica renueva en el gobierno la esperanza de que inversores privados puedan acceder a financiamiento internacional y hacer las obras. Si bien sería deseable que ese fuera el caso, siempre y cuando las tasas fueran asequibles, el nivel de postergación en obras tan importantes para la seguridad y eficiencia del sistema dan para pensar que es preferible una solución transitoria, que no quede supeditada a la estabilización macroeconómica. Sería pertinente evaluar una reforma regulatoria, y en términos generales garantizar tarifas acordes al segmento del transporte.
El desarrollo de la Argentina post Vaca Muerta
Si bien la Argentina tiene aún un horizonte muy amplio por explorar y grandes oportunidades de desarrollo y de exportación de la mano de Vaca Muerta gracias a su enorme potencial hidrocarburífero, Aneise reflexionó sobre las cuestiones fundamentales a tener en cuenta para pensar en la Argentina del futuro, más allá de la riqueza de la formación que será aprovechada en la ventana de oportunidad que ofrece la transición energética.
—¿Qué criterios se deberían tener en cuenta a la hora de pensar en la Argentina post-Vaca Muerta?
–Ante todo, con los criterios que sean, lo importante es pensarlo. La atención está demasiado puesta en cómo maximizar la extracción de esos recursos en la ventana temporal que habilite la transición energética, lo cual es razonable, pero muy poco en cómo esa renta debería aportar a objetivos de desarrollo, más allá de la estabilización macroeconómica. En lo inmediato, que los recursos fiscales, tanto nacionales como provinciales, contribuyan, al menos parcialmente, a financiar bienes y servicios que aporten a sostener el bienestar económico cuando el recurso no esté: obras de infraestructura, inversión en educación, salud, ciencia y tecnología, entre tantas otras. Parece tal vez lejano pensar en un Fondo Soberano a nivel nacional, como el que tiene Neuquén por la cantidad de deudas previas que tiene la Argentina, pero al menos parte de la discusión debería ir hacia allí.
Luego, es necesario también pensar en cómo se inscribe la explotación de Vaca Muerta en los compromisos climáticos de la Argentina, no sólo en términos de su rol para la matriz energética local sino sobre todo las emisiones del upstream. En tercer lugar, es necesario una correcta calibración de las inversiones capital intensivas considerando la naturaleza limitada de la ventana de oportunidad temporal para la explotación de los recursos hidrocarburíferos. Ahora con la llegada de Trump a la Casa Blanca pareciera que los tiempos de la transición se ralentizan nuevamente, pero esa velocidad es dinámica y está en transformación por eventos impredecibles como el COVID-19 o la guerra en Ucrania. Entonces, hay un desafío concreto para las decisiones de inversión con largos horizontes temporales o el diseño de la política pública, algo que vale no solo para Vaca Muerta sino también para la exploración off-shore en el Mar Argentino. Las empresas están acostumbradas a este tipo de evaluaciones en función de ciertos riesgos, pero es una discusión mucho más ausente al interior del Estado.
—¿Cómo está impactando el cambio climático en la generación y el consumo de energía en la Argentina?
–El impacto más evidente sobre la generación es la mayor variabilidad en la disponibilidad de recursos hídricos, fundamentales para la generación hidroeléctrica. Las sequías, más frecuentes e intensas en algunas regiones, reducen los caudales de los ríos y limitan la producción hidroeléctrica, aumentando la necesidad de recurrir a fuentes térmicas, que suelen ser más costosas y emisoras de Gases de Efecto Invernadero (GEI). A esto se suma como agravante que existe una enorme incertidumbre en las proyecciones climáticas, especialmente respecto a las precipitaciones. También, en el caso de la generación termoeléctrica otro factor relevante es la menor eficiencia de las centrales en días de calor extremo. Esto tiene que ver con que los sistemas de refrigeración dependen de fuentes de agua que pueden estar más calientes o con menor disponibilidad, reduciendo la capacidad operativa de las plantas y afectando su rendimiento.
En lo que respecta a la demanda, el aumento de las temperaturas y la mayor frecuencia de olas de calor impulsan el consumo eléctrico, especialmente por el uso creciente de aire acondicionado. Esto no solo genera picos de demanda que pueden sobrecargar la infraestructura de distribución, sino que también plantea el desafío de reforzar el sistema para abastecer estos picos, lo que resulta costoso y requiere inversiones en almacenamiento o generación flexible para garantizar la estabilidad de la red. Una alternativa es implementar esquemas de gerenciamiento de la demanda, donde los consumidores reciban señales de precio que reflejen los costos diferenciales del sistema en esos momentos. Sin embargo, esto también requiere una inversión en medidores inteligentes, una tecnología que aún está lejos de ser ampliamente adoptada en la Argentina.
Cambio climático y la postura del gobierno de Javier Milei
—¿Qué cuestiones considera que se deben tener en cuenta para que uno de los ejes clave en la planificación de políticas públicas sea la cuestión ambiental?
–Dada la importancia de los combustibles fósiles en el funcionamiento de las sociedades modernas, la transición hacia una economía baja en carbono requiere un cambio profundo, en donde algunos sectores deben expandirse rápidamente para aumentar su producción y participación en el mercado, mientras que otros deben transformarse radicalmente o achicarse hasta desaparecer. Estos procesos se dan de manera simultánea y, en ocasiones, contradictoria, con marchas y contramarchas, lo cual abre un período de “transición intermedia”. Este período engendra riesgos e incertidumbres porque la coordinación entre los actores internacionales es imperfecta porque la velocidad de la transición y las tecnologías que se impondrán son inciertas, y porque la magnitud de los impactos de los eventos climáticos resulta en ocasiones impredecible.
Para la Argentina, es importante no confundir la responsabilidad histórica en relación al cambio climático, que es cierto que es limitada, con la falta de necesidad de abordar la agenda y tener una estrategia. Si bien no tenemos incidencia directa sobre el rumbo y velocidad de la transición, todo está crecientemente atravesado por el cambio climático y no podemos ignorarlo. Desde el impacto que tiene sobre el sector agropecuario y nuestras exportaciones y recaudación, los daños que generan las inundaciones e incendios, y el impacto en la salud de la proliferación de vectores de enfermedades y olas de calor, hasta entender cómo la demanda internacional de hidrocarburos y minerales estará atravesada por la velocidad y formato que vaya adoptando la transición. Además, al compararnos con la región, nuestra matriz eléctrica es significativamente más sucia: la matriz eléctrica de Brasil, por ejemplo, tiene una participación de 90% de energías limpias, en Paraguay del 100%, en Uruguay del 89%, incluso en Chile del 60%, y en Argentina, dicha cifra fue de apenas un 40,4% en 2023.
El negacionismo climático de Milei solo obtura y atrasa discusiones necesarias respecto a cómo insertarnos en esta transformación global de un modo que impulse nuestro crecimiento y desarrollo. Por eso, es necesario más que nunca que otros actores, como gobiernos provinciales, cámaras empresarias, sindicatos, organizaciones de la sociedad civil, tomen la discusión y avancen la agenda en la medida de sus posibilidades.
—Muchos países han implementado políticas e invertido recursos para impulsar la transición energética. ¿Cómo cree que la Argentina debería encarar este proceso?
— La Argentina es un país con recursos fiscales escasos, acceso limitado a los mercados de capitales, cuantiosos recursos hidrocarburíferos y que no pauta el ritmo de la transición, sino que la toma como dato. Eso ya introduce bastantes consideraciones o particularidades al abordaje que pueda tener la política pública con respecto al tema. Existe espacio para maximizar oportunidades y minimizar riesgos asociados a la descarbonización global, y el contexto actual obliga a rediscutir ciertas cuestiones que deberían ser obvias. En primer lugar, es importante que la Argentina forme parte de este proceso, a su ritmo y según sus circunstancias, pero que no lo ignore. Para ello, es clave que no se retire del Acuerdo de París. Más allá de que para ello debería pasar por el Congreso, el mero hecho de estar considerándolo es perjudicial en términos reputacionales, además de en términos de acceso a financiamiento y a mercados de exportación. Sumado a esto, nuestro país necesita contar con una estrategia clara de mitigación a 2035, que defina la contribución específica de cada sector al cumplimiento de la meta de reducción de emisiones.
En segundo lugar, debe establecerse un lineamiento claro para aquellos temas que resulten críticos, como por ejemplo la explotación de los recursos hidrocarburíferos, no solo de Vaca Muerta sino del resto de las cuencas productivas actualmente y otras potenciales, como las offshore. Es importante tener presente el riesgo de activos varados, sopesar qué inversiones debe y cuáles no debe hacer el propio Estado (en cualquiera de sus niveles), establecer normativa clara respecto a la medición y mitigación de las emisiones asociadas a la actividad, entre muchos otros aspectos.
En tercer lugar, deberá acelerarse la descarbonización de la matriz eléctrica local. Para ello, será necesario abordar cuestiones que han tenido un desarrollo inconsistente en las últimas décadas, como la ampliación de la capacidad de transporte eléctrico y las medidas de eficiencia energética, así como otras que emergen cada vez con más fuerza como el almacenamiento energético, el gerenciamiento de la demanda con redes inteligentes, y el avance de la generación distribuida. También hay una discusión sobre incentivos, que el propio gobierno había traído en su momento, sobre la posibilidad de diseñar un mercado de carbono en la Argentina. Hoy estamos lejos, pero cabría pensar que es una herramienta útil a ese fin.
Oportunidades
Además de las grandes oportunidades que se le presentan a la Argentina respecto a Vaca Muerta, el país cuenta con un alto potencial en lo que a energías limpias se refiere. Por esta razón, y teniendo en cuenta el escenario global, en los próximos años podría convertirse en un país exportador de energía tanto con el GNL, el hidrógeno verde y los minerales críticos.
—¿Qué oportunidades tiene la Argentina de exportar energía limpia a nivel regional? ¿Y a nivel global?
–Efectivamente hay posibilidad de ampliar y diversificar nuestra matriz productiva y exportadora a partir de los cambios en los mercados que genera la transición a la sostenibilidad. Desde exportar GNL y proveer los minerales para las tecnologías limpias, hasta insertarnos en segmentos de mayor valor agregado como los SMR o el hidrógeno verde y su cadena de valor. No obstante, estos cambios no serán automáticos. Mientras algunas oportunidades serán tal vez más impulsadas por la propia acción del mercado, otras precisarán de diversas escalas de intervención estatal, desde garantizar determinadas condiciones de entorno hasta la apuesta directa a ciertos sectores considerados estratégicos. La competencia es y será cada vez más dura, y los países en vías de desarrollo no tienen fácil ni allanado el camino a capitalizar los beneficios de la transición. Pero sí existen ciertos motivos para ser optimistas respecto a que es posible como por ejemplo el creciente interés por recursos estratégicos de los países en desarrollo les ofrecen nuevos mecanismos productivos y diplomáticos para apalancar su proceso de desarrollo; además de que la creciente legitimidad que tienen los instrumentos de política industrial en las instituciones de la gobernanza económica internacional —como la Organización Mundial del Comercio (OMC) y el Fondo Monetario Internacional (FMI)— abren nuevos espacios de intervención y política que antes estaban más vedados.
En la Argentina hay muchas avenidas posibles para avanzar. Ninguna de ellas es sencilla ni automática, pero es importante primero reconocer la importancia de esta transformación global y entender que insertarnos en ella excede las convicciones ideológicas, sino que se reduce a una cuestión económica y de desarrollo. En Fundar venimos publicando numerosos documentos sobre la cadena de valor de la minería del litio, electromovilidad, biotecnología, complejidad económica verde, energías limpias, todos ellos con diagnósticos y propuestas para avanzar en este sentido.
—¿Qué papel podría llegar a ocupar el hidrógeno?
–La realidad es que existe una incertidumbre importante respecto a la relevancia que va a tener el hidrógeno en la matriz energética global y la velocidad de su desarrollo. Sin embargo, la potencial magnitud de su demanda y las excelentes condiciones que tiene la Argentina para su producción, además de su capacidad para transformar el tejido industrial de nuestro país, hacen que valga la pena tener una estrategia para aprovechar esa posible ventana de oportunidad. Junto con Elisabeth Möhle desde Fundar venimos trabajando en cómo debería ser una ley de promoción, en el marco de las discusiones que se venían dando en el Congreso de la Nación hasta el año pasado. Hay un desafío concreto de lograr un marco normativo que brinde previsibilidad, atraiga las inversiones necesarias para su crecimiento y a la vez fomente el desarrollo de la cadena de valor. En ese sentido, las decisiones que se tomen respecto a los tipos de hidrógeno que serán objeto de promoción (verde y/o azul), los montos mínimos de inversión del régimen, los plazos, los beneficios y los requerimientos de contenido local, entre otros, serán críticos.
Funcionarios del área energética del gobierno argentino conformaron el mes pasado un grupo de trabajo junto a sus pares del Estado brasileño con el objetivo de estudiar cinco alternativas para potenciar la exportación de gas natural hacia el principal socio del Mercosur. En los últimos días se sumaron también por pedido del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) representantes de las empresas Transportadora Gas del Sur y Transportadora Gas del Norte para colaborar en la búsqueda de consenso sobre cuál es la opción más conveniente.
El jueves pasado ambas transportistas participaron de uno de esos encuentros y antes de sumarse unificaron una posición común frente a su contraparte brasileña. “Cuando nos consultan o invitan a alguna reunión vamos como cualquier otra empresa, pero es un grupo conformado por gobiernos”, se limitaron a aclarar a EconoJournal desde una de las empresas. “Estuvimos y vamos a estar las veces que hagan falta para ayudar a tomar una decisión”, aclaró otra fuente consultada.
Los que están analizando el tema en representación del gobierno argentino son el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller; el interventor del Enargas, Carlos Casares; el gerente de Transmisión de ese organismo, Luis María Buisel; y el titular de la firma estatal Enarsa, Tristán Socas, entre otros representantes del área energética del Ejecutivo.
Las opciones
Los cinco trayectos que se analizan son las siguientes:
A través del Gasoducto Norte pasando por Bolivia,
A través del Gasoducto Norte, pero construyendo un nuevo caño que atraviese Paraguay.
A través de Uruguayana, en la frontera con Corrientes, expandiendo el anillo del centro del país.
A través de Misiones completando el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) para llegar al sur de Brasil.
A través del Gasoducto Cruz del Sur por Uruguay.
Las dos alternativas con más chances son ir por Bolivia o por Uruguayana. Sin embargo, no está fácil tomar una decisión porque la inestabilidad política de Bolivia hace dudar sobre la conveniencia de la primera opción y la falta de infraestructura dificulta avanzar con la segunda alternativa ya que habría que construir un gasoducto.
La situación de Bolivia preocupa cada vez más a Argentina y Brasil. En los últimos días conseguir combustible en el país del Altiplano se convirtió en una odisea y el presidente de la petrolera estatal YPFB, Armin Dorgathen, confesó que no tenía dinero los dólares para importar nafta y gasoil para cubrir la mitad de la demanda habitual.
La tensión escaló a tal punto que el presidente Luis Arce salió a negar que tenga pensado dejar su cargo. “No vamos a renunciar. Hemos enfrentado hasta golpes de Estado en esta misma Casa Grande del Pueblo, y nosotros estamos fieles al cumplimiento del mandato popular expresado en las urnas y la Constitución”, aseguró Arce en un mensaje televisado en el que presentó su plan para enfrentar la emergencia.
La exportación de gas natural a través de Bolivia es una de las opciones que tiene mayores chances.
Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que la decisión final sobre qué opción es mejor para exportar gas a Brasil no será de los gobiernos sino de los privados, tanto productores, transportistas como los clientes del lado brasileño. La tarea de los funcionarios se limita supuestamente a facilitar desde el punto de vista regulatorio cualquiera de las opciones que se elijan. Sin embargo, otras fuentes consultadas por este portal remarcaron que la cuestión geopolítica no estará ausente al momento de tomar una decisión y eso podría terminar jugando a favor de la primera opción porque Itamaraty no va a dejar a Bolivia sin nada arriesgándose a que se profundice su inestabilidad.
La demanda de los clientes privados brasileños también incidirá en la decisión. Si el gas llega por Bolivia la demanda es fundamentalmente de petroquímicas y generación eléctrica, mientras que por Uruguayana es solo para generación eléctrica reemplazando GNL.
Esta negociación con Brasil contempla solo las alternativas de transporte de gas por tierra, pero además se está evaluando exportarles GNL por barco, como parte del plan destinado a que Argentina se convierta en un proveedor mundial de ese insumo cuando se instalen los primeros busques de licuefacción.
YPF, la petrolera bajo control estatal, y la Compañía General de Combustibles (CGC), brazo energético de Corporación América, firmaron el acuerdo mediante el cual la compañía que preside Hugo Eurnekian ingresará en el área de Aguada del Chañar, en Vaca Muerta, para impulsar el desarrollo del no convencional.
El acuerdo implica la adquisición por parte de CGC del 49% de participación en el bloque, manteniendo YPF el 51% y la operación del área. Aguada del Chañar contiene dos yacimientos: Loma Colorada (gas) y Bosque Chañar (petróleo).
“Esta alianza estratégica refleja el compromiso entre ambas empresas por el crecimiento sostenible en la producción de recursos no convencionales en Argentina”, destacaron desde las compañías a través de un comunicado difundido en la tarde de este viernes.
Alianza
Hugo Eurnekian, presidente de CGC destacó que “el ingreso de CGC a Vaca Muerta representa uno de los hitos de crecimiento más relevantes en su historia y una nueva inversión en el país por parte de Corporación América. A partir de ahora CGC está presente en las tres cuencas productivas más importantes de Argentina. El conocimiento que adquiramos en Vaca Muerta será trasladado al desarrollo del potencial de Palermo Aike en Santa Cruz”.
Por su parte, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF afirmó: “Estamos convencidos que tenemos que generar asociaciones y sinergias entre todos los actores de la industria para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta y convertir al país en un exportador de energía. Sumar a CGC a este proyecto es una gran satisfacción”.
Hugo Eurnekian, presidente de CGC; y Horacio Marín, presidente y CEO de YPF
La alianza entre las petroleras comenzó en 2023 con la exploración de Palermo Aike, yacimiento ubicado en Santa Cruz, considerado como el segundo recurso shale de la Argentina en importancia. El objetivo de este nuevo trabajo en conjunto en la Vaca Muerta es maximizar las sinergias entre ambas compañías, según precisaron.
Fundación YPF lanzó la inscripción a la cuarta edición de Ingenias+, una serie de cursos gratuitos de programación, datos y diseño web. La iniciativa está destinada a mujeres de más de 18 años.
Los cursos disponibles son de Desarrollo Web Frontend, Diseño UX/UI, Data Analytics, Ciberseguridad, Desarrollo Backend, y Data Science, para mujeres que estén dando sus primeros pasos en el mundo de la tecnología.
Desarrollo
Pueden anotarse mujeres que viven en las localidades de La Plata, Luján de Cuyo, Cutral Có, Plaza Huincul, Rincón de los Sauces, Añelo, Neuquén Capital y Sierra Grande.
El plazo para inscribirse a los cursos, que se dictarán dos veces por semana de forma virtual, es hasta el 26 de marzo, ingresando a ingenias.educalabs.org
Estos cursos forman parte de Ingenias, el programa de Fundación YPF que promueve el ingreso de mujeres al mundo de la ciencia y la tecnología desde los 12 años.
Capacitación
En la edición de 2024 participaron más de 850 mujeres, de once localidades, quetambién realizaronuna serie de cursos de programación y diseño web gratuitos.
La transformación energética en la Argentina ya está en marcha y en agosto, los principales protagonistas del sector se reunirán en la Argentina Energy Week 2025, organizada por The Energy Circle y The Net-Zero Circle de IN-VR.
Con líderes gubernamentales, empresas pioneras e inversores estratégicos ya confirmados, el evento se consolida como el espacio clave para acelerar el desarrollo energético del país y activar nuevas alianzas:
Jimena Latorre, Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza Exequiel Lello, Presidente de JEMSE Rodrigo García, Commercialisation Manager de Pampa Energía Guillaume Legare, Head LATAM, Toronto Stock Exchange Doris Capurro, CEO de Luft Energía Fernando Begher, Director de Hidrógeno, CWP Global
Ellos serán algunos de los referentes que formarán parte del debate sobre el futuro energético argentino.
Los proyectos
La Argentina posee proyectos que están marcando el rumbo energético del país y necesitan socios, tecnologías y financiamiento:
Cauchari Solar (300 MW, Jujuy) – El parque solar más grande de América Latina, con planes de expansión. ABO Energy – Más de 1 GW en desarrollo de energía solar y eólica en el norte argentino. Martifer Solar – Proyectos fotovoltaicos y de almacenamiento energético. Hidrógeno verde – Nuevas plantas de producción y exportación en estudio en la Patagonia y el norte.
Argentina Energy Week 2025 será el punto de encuentro para:
Conectar con los líderes que están tomando decisiones estratégicas Acceder a oportunidades reales de inversión y colaboración Comprender el marco político y financiero del nuevo escenario energético
Contacte al equipo de IN-VR para más información: luana@in-vr.co
En momento clave para la minería argentina, Arminera 2025 se prepara para ser el escenario ideal para discutir los desafíos, oportunidades y avances del sector. Además, al ser un evento que representa a todo el país, será el punto de encuentro más importante para todos los actores de la minería argentina, desde empresas locales hasta inversionistas y autoridades internacionales, destacaron desde la organización.
Alcance federal
Este año la exposición tendrá una marcada participación federal, con la presencia de 12 provincias productoras de recursos minerales. Además, habrá más de 300 expositores de todo el país y se espera una asistencia de más de 12.000 visitantes.
Entre las actividades confirmadas tendrá lugar la Mesa del Litio, integrada por las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca y la Mesa del Cobre, conformada por las provincias de San Juan, Jujuy, Salta, Catamarca y Mendoza. Ambos espacios buscan establecer bases y acuerdos que impulsen y potencien a sus respectivos recursos.
La Ronda de Negocios es otra de las actividades más esperadas dentro de la agenda de la exposición: un encuentro B2B que permite a los expositores interactuar directamente con los principales compradores de los yacimientos mineros que operan en el país. En ediciones anteriores tuvieron lugar más de 1.800 reuniones.
Proyección internacional
El encuentro clave para la industria minera en Argentina también se posiciona internacionalmente: 15 delegaciones extranjeras ya confirmaron su participación en Arminera 2025.
Acreditación online y sin cargo para profesionales del sector
Los profesionales, empresarios e interesados en la industria minera que deseen visitar la exposición pueden acreditarse de manera online y sin cargo a través de este link.
El grupo Neuss, liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, se asoció con Rubén Cherñajovsky y Luis Galli, los principales referentes del grupo Newsan, uno de los principales fabricantes de electrónica en Tierra del Fuego, que en los últimos meses diversificó su portafolio mediante la compra de firmas de otros rubros como, por ejemplo, Procter & Gamble, y con otros conocidos empresarios del establishment local como Guillermo Stanley y CarlosGiovanelli, de Inverlat Investments, para crear Edison Energía. Se trata de un nuevo holding que esta semana adquirió un conjunto de activos eléctricos en el país. En esa lista figuran Edet, la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán: Ejesa, la Empresa Jujeña de Energía; Litsa, que controla una red de transmisión eléctrica en el Litoral: y Cempsa que es titular de un complejo hidroeléctrico en Mendoza.
Otros de los integrantes del nuevo grupo empresario es Federico Salvai, que fue jefe de Gabinete de María Eugenia Vidal, en su periodo al frente de la gobernación de la provincia de Buenos Aires; y Damián Pozzoli, ambos pertenecientes a Inverlat Investments.
A través de un comunicado difundido en la tarde de este jueves, desde Edison Energía informaron que apuntan a llevar a cabo una inversión en infraestructura energética de US$ 300 millones en los próximos cinco años.
El objetivo, según precisaron, es fortalecer la presencia regional del grupo, optimizar la gestión operativa y garantizar un suministro eléctrico eficiente y sustentable en provincias clave del país como Tucumán y Jujuy y también la transmisión del Litoral, buscando una mejora sustancial en la eficiencia y calidad del servicio para los usuarios.
De izq. a der. : Juan Neuss, Patricio Neuss, Rubén Cherñajovsky, Luis Galli, Federico Salvai y Carlos Giovanelli.
Experiencia
El grupo inversor, conformado por la familia Neuss, Inverlat Investments e inversores particulares, cuenta con experiencia en el sector energético. Esto es así porque la familia Neuss participa en el sector mediante la distribuidora de energía eléctrica EDERSA, en Río Negro, a través de IPE Energía, empresa dedicada a la construcción de obras electromecánicas, y, mediante Harz Energy, empresa de generación eléctrica con parques solares en Córdoba. A su vez, Inverlat Investments es accionista de Aspro Servicios Petroleros, entre otros activos como Havanna.
Desde el nuevo holding destacaron que “la decisión estratégica de conformar Edison Energía surge como una fuerte apuesta de empresarios locales al país, motivados por los cambios positivos del sector energético nacional y las políticas nacionales y provinciales pro-inversión privada. En este sentido, Edison Energía mantendrá la continuidad operativa, preservará las fuentes laborales y realizará inversiones significativas en infraestructura tecnológica y sostenible”.
Por último, remarcaron que la empresa tiene como meta brindar respuestas personalizadas a las necesidades de las provincias involucradas, generar empleo y fomentar el crecimiento económico local. “Se enfocará en ofrecer soluciones innovadoras para enfrentar los desafíos actuales del sector, apoyándose en el conocimiento y experiencia de destacados profesionales del ámbito energético”, concluyeron.
La 27° Reunión Latinoamericana de Logística, organizada por la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA) reunirá a los principales referentes del sector los días 20 y 21 de mayo de 2025 en la Ciudad de Panamá. El objetivo que persigue el encuentro es dar a conocer las últimas tendencias, estrategias e innovaciones tecnológicas en logística para la industria petroquímica y química.
“Como cada año, será una oportunidad única para el intercambio de buenas prácticas, la generación de nuevas alianzas estratégicas y el desarrollo de negocios”, destacaron desde la organización.
Un programa diseñado para el futuro de la logística
En un contexto de transformación global, la agenda de la Reunión Latinoamericana de Logística abordará los grandes desafíos y oportunidades del sector, con sesiones centradas en:
Tendencias y escenarios económicos que impactan en los procesos logísticos.
La revolución de la logística marítima y fluvial: desafíos y nuevas estrategias.
Innovaciones tecnológicas que están marcando el ritmo en el sector.
Nuevas prácticas en la gestión de puertos y su impacto en la competitividad.
Sostenibilidad y regulaciones: energías renovables, eficiencia y cumplimiento normativo.
El futuro del talento en logística industrial: análisis del mercado laboral y la evolución de los perfiles profesionales.
Una experiencia única: visita técnica al Canal de Panamá
Como parte de la agenda del evento los participantes tendrán acceso exclusivo a una visita técnica al Canal de Panamá, una de las maravillas de la ingeniería moderna y pieza clave en la logística mundial. “Esta será una oportunidad excepcional para conocer desde adentro el funcionamiento de esta infraestructura icónica, comprender su rol estratégico en el comercio global y analizar de primera mano los desafíos operativos y tecnológicos que enfrenta el sector”, aseguraron desde APLA.
¿Quiénes participan de la Reunión de Logística de APLA?
Ejecutivos y tomadores de decisiones en Supply Chain, operaciones, logística, compras y comercial de la industria petroquímica y química participarán de esta nueva edición. También, empresas productoras, distribuidoras, importadoras y exportadoras de productos petroquímicos y químicos, proveedoras de servicios logísticos que buscan expandir su red de negocios, terminales portuarias y operadores logísticos interesados en conocer las últimas tendencias del sector.
El gobierno reestructurará la conducción del principal organismo encargado del despacho de energía en la Argentina. Se trata de Cammesa, una compañía mixta en los hechos está controlada por el Estado que está al frente de la administración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Según indicaron a EconoJournal fuentes privadas, Mario Cairella, un funcionario alineado políticamente con el asesor presidencial Santiago Caputo, dejará en las próximas horas la vicepresidencia de Cammesa.
La decisión, que se oficializará este viernes en la reunión de directorio de la empresa, se materializa en la antesala de la reforma eléctrica que se instrumentará a partir de noviembre de este año, uno de los proyectos más desafiantes y ambiciosos que se propuso el gobierno libertario. En el Poder Ejecutivo consideran que para implementar la liberación gradual del mercado eléctrico —una iniciativa que requerirá de una destreza quirúrgica para ir desarmando las múltiples capas de intervencionismo estatal edificadas en las últimas dos décadas— es condición necesaria que todos los actores gubernamentales involucrados en el proceso estén alineados en el mismo objetivo.
Cairella fue crítico de los lineamientos de la reforma del sector eléctrico que fueron validados por el Subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, otro funcionario que paradójicamente también está alineado con Santiago Caputo, y la secretaria de Energía, María Tettamanti. Tanto que lo dejó por escrito en en un grupo de whatsapp de Contactos Petroleros, una organización que nuclea a cientos de directivos y personas vinculadas a la industria: “(Es una) reverenda BURRADA (sic) inconsulta así como está. (Es) sólo un headline (título en inglés) sin un plan detrás”, escribió el jueves 30 de enero a las 9.41 de la mañana.
Mario Cairella dejaría la vicepresidencia de Cammesa en las próximas horas.
Desde esa óptica, la salida de Cairella apunta a robustecer el alineamiento entre el Ejecutivo y la línea técnica de Cammesa justo en un momento en que habrá que tomar decisiones en distintas dimensiones —regulatorias, económicas y tecnológicas, entre otras— para lograr una mayor apertura del mercado eléctrico.
Desde la Secretaría de Energía evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio. En tanto que un colaborador directo de Cairella transmitió una mirada de la situación desde un ángulo diferente: «Desde la Oficina del presidente Milei le pidieron a Mario (Cairella) que se haga cargo de un proyecto importante en una provincia«, indicó sin mayores precisiones. Cairella estuvo los últimos meses abocado a la resolución de conflictos judiciales y administrativos con distribuidoras del interior que acumularon deudas millonarias con Cammesa por no pagar la factura de compra de energía en el mercado mayorista. Uno de los frentes más complejos es con las cooperativas eléctricas de Chubut.
Mala relación
Desde que asumió, en mayo del año pasado, Cairella no logró establecer una relación armoniosa con la Secretaría de Energía. Con Eduardo Rodríguez Chirillo, ex titular de la cartera que hoy se desempeña como asesor del ministro Federico Sturzenegger y director de YPF, tuvo múltiples enfrentamientos.
De hecho, Rodríguez Chirillo hizo todo lo posible para que Cairella no sea nombrado en el cargo y a través del gerente general de Cammesa, Jorge Garavaglia, un hombre de su confianza, chocó permanentemente con el vice en la gestión cotidiana de la compañía. Cairella llegó incluso a enviarle una carta a Rodríguez Chirillo donde se quejaba por el retraso en el envío de fondos. “Se solicita al señor Secretario tenga a bien realizar los máximos esfuerzos para que las transferencias a cargo del Estado Nacional se efectúen en tiempo y forma, permitiendo así la oportuna adquisición y distribución de los combustibles necesarios para asegurar la continuidad operativa del SADI (Sistema Argentino de Interconexión)”, aseguró en agosto de 2024.
La secretaría de Energía, María Tettamanti, impulsa una reforma eléctrica hacia una mayor apertura del mercado.
La reunión de Directorio de Cammesa está convocada para mañana con un sólo tema en el orden del día bajo el título de «Información relevante Vicepresidencia de Cammesa».
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) aplicó a Edesur multas $ 12.682 millones durante los meses de enero y febrero de este año. En el mismo período, Edenor, la otra distribuidora que abastece al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), recibió multas por $ 3.000 millones. Se evidencia que el ente aplicó severas sanciones a Edesur, que cuadruplicaron las multas recibidas por Edenor y que dejan cristalizadas las diferencias en el desempeño operativo entre ambas distribuidoras.
Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que las sanciones aplicadas por el ENRE a Edesur representaron casi un 25% de los ingresos que la distribuidora del grupo italiano Enel recibe por el concepto de Valor Agregado de Distribución (VAD), que totalizan alrededor de $ 50.000 millones por un mes de facturación.
En las boletas, el VAD es el componente que representa el margen de ingresos de las distribuidoras. Los otros dos componentes son el costo de transporte y el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), además de los impuestos.
Apagones
Las sanciones del ENRE a las distribuidoras no incluyen multas por las fallas que provocaron los dos apagones que hubo a comienzos de este mes. Todavía no concluyeron las investigaciones para determinar qué causó la salida de las cuatro líneas de alta tensión que derivaron en cortes de suministro primero a 400.000 y después a 740.000 usuarios.
Otro dato a tener en cuenta es que, además de las sanciones, a mediados de enero el ENRE modificó los parámetros para medir la calidad del servicio de Edesur y Edenor, que comercializan el 40% de la energía que se consume en el país. En los hechos, el ente les exigirá que reduzcan la cantidad y duración de los cortes de electricidad en hasta un 50%, dependiendo la zona del AMBA. La medida del ENRE es condición necesaria para aprobar el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que define el VAD que recibirán las distribuidoras hasta 2030.
Además, el ente redujo la tasa de rentabilidad de los activos de Edenor y Edesur que aplica el organismo para determinar la estructura tarifaria. El principal argumento que utilizó fue la baja del riesgo país de los últimos meses, que implicará un menor costo de financiamiento para las distribuidoras.
Sanciones
Los montos de las sanciones a las dos distribuidoras del AMBA surgen de la recopilación que realizó EconoJournal a partir de las resoluciones del ENRE publicadas en el Boletín Oficial en los últimos tres meses. En el caso de Edesur, son 13 resoluciones (45,57, 58, 59, 61, 64, 70, 78, 104, 118, 135, 138 y 139) aplicadas entre enero y febrero de este año.
Las multas a Edesur corresponden a distintas faltas que realizó entre 2019 y los primeros meses de este año. Las sanciones son por incumplimientos en materia de seguridad y en el deber de informar, errores en la facturación, perturbaciones y problemas en la calidad técnica del servicio, demoras en la puesta a disposición de suministro y por recuperos de consumos no registrados.
El ENRE informó que inició un expediente de oficio para evaluar “las causas, responsabilidades, y, en caso de corresponder, sanciones a aplicar” a Edesur luego de los dos apagones masivos que hubo el miércoles pasado. En rigor, el ente le solicitó a Edesur que realice informes técnicos sobre las fallas y, también, adelantó que investigará los dos eventos que derivaron en el “desenganche de las líneas de alta tensión Bosques-Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 05.24 y de las líneas de alta tensión Costanera-Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 12.07, que dejaron sin servicio a550.000 y 740.000 usuarios respectivamente”.
El presidente de IRSA, Eduardo Elsztain, destacó el potencial que posee la Argentina respecto a la industria minera por la abundancia de minerales críticos y remarcó la necesidad de incrementar las inversiones para impulsar el desarrollo de proyectos. “Chile invierte casi el 10 % de su PBI en el sector minero, al igual que Canadá, y en la Argentina no llegamos al 1%. El país tiene un enorme potencial de crecimiento, pero hay que aumentar las inversiones”, aseguró en el panel Maximizando la riqueza mineral latinoamericana, del IEFA Latam Forum que se llevó a cabo este martes.
El empresario también consideró que, para dinamizar el crecimiento del sector, será clave la inversión extranjera directa a fin de poner en marcha los diferentes proyectos que están en agenda. Sin embargo, advirtió: “Siempre es bueno que exista un socio local”.
Elsztain consideró que es fundamental la estabilidad que se da en el nivel macroeconómico a fin de poder mantener bajas las tasas de interés y generar inversiones. A su vez, el ejecutivo de IRSA reparó en la importancia de que las provincias, que son las dueñas del recurso, y el gobierno nacional trabajen en conjunto para tratar de seducir inversores, algo que también había destacado en Toronto al participar de la PDAC, la mayor convención de minería del mundo.
El presidente de IRSA, Eduardo Elsztain
Estabilidad e inversiones
En el panel que compartió con Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper (empresa que tiene a su cargo el proyecto Los Azules); Pablo Tarantini, director general de Integra Capital; y Guillaume Légaré, director para Sudamérica de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX); Elsztain se mostró optimista y planteó que “este fenómeno de estabilidad va a ayudar a que lleguen las inversiones, porque ya no es rentable como activo comprar un departamento en el exterior sino buscar oportunidades genuinas”.
A su vez, se refirió a las políticas impulsadas por el gobierno de Javier Milei y sostuvo que “el logro de este gobierno es mantener el equilibrio fiscal y no emitir dinero. Sin embargo, esta situación hace que se frenen los créditos para inversiones, que hoy, cuando llegan al 0,5% del PBI, están en el nivel más bajo de la región”.
Frente a este escenario, insistió en la necesidad de atraer inversiones extranjeras que “demostraron en los años 90 que es la única forma de lograr mayor productividad y más puestos de trabajo”.
Estabilidad e inversiones
En esa línea, proyectó que las inversiones se acelerarán a medida que el crecimiento económico se acentúe. Y consideró que esto sucederá a lo largo de este año y el que viene. “Lo puedo ver claramente en los shoppings, donde hasta principios de 2024 se cerraban locales y hoy hay más pedidos de metros cuadrados que solicitudes de cierre”, puntualizó Elsztain.
Proyectos
La semana pasada Elsztain expandió sus operaciones en la industria minera. Esto es así porque se convirtió en uno de los principales accionistas de la minera canadiense Argenta Silver, empresa que tiene el 100% de los derechos del proyecto de plata El Quevar.
La iniciativa se encuentra ubicada en Salta y está en etapa de exploración. El empresario realizó una inversión de 5 millones de dólares canadienses gracias a la cual adquirió el 12,7% de la compañía.
Además, también es el mayor accionista de la minera australiana Challenger Gold que posee el proyecto aurífero Hualilan, en San Juan, que en la actualidad está en etapa de exploración avanzada. Elsztain posee una participación del 12,7% de la firma.
Loginter, la empresa dedicada a las soluciones logísticas y tecnológicas anunció la construcción de una nueva nave en su sede de Don Torcuato. Con una inversión estimada de nueve millones de dólares, la compañía desarrollará su cuarta nave logística en su predio de zona Norte, alcanzando los 44.000 metros cuadrados de superficie operativa.
“En un contexto económico desafiante, Loginter continúa apostando por el crecimiento con un proyecto que fortalecerá su capacidad operativa y que se suma a los más de 368,000 m² que la compañía opera en el país. Se trata de la construcción de una cuarta nave de 11.000 m² en su actual Centro Logístico Don Torcuato”, remarcaron desde la firma.
Desarrollo
El nuevo warehouse es parte de un plan integral que contempla alcanzar los 66.000 m² de base operativa en el predio, de los cuales ya se encuentran construidos más de 33.000 m².
Además, en el marco de este proyecto, la empresa también se encuentra trabajando en mejoras que le permitirán contar con la certificación LEED (Leadership in Energy and Environmental Design, por sus siglas en inglés) para todo el centro logístico para garantizar que las instalaciones prioricen el uso responsable de los recursos para alcanzar la máxima eficiencia, al tiempo que se implementan distintas prácticas que minimizan el impacto ambiental, según precisaron.
“Este proyecto refuerza nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de nuestras operaciones, impulsando nuestro crecimiento, la generación de empleo genuino, y nuestro propósito de ser la compañía que brinda las mejores soluciones logísticas y tecnológicas de la región”, señalaron desde la Dirección General de Loginter.
De acuerdo con los planes de la compañía, la nueva nave comenzaría a operar en noviembre de este año.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín advirtió este martes que el costo de producir petróleo en Vaca Muerta es hasta un 35% mayor que en los EE.UU. debido a los elevados costos de las compañías de servicios especiales, tal como se conoce a las prestadoras de servicios de completación de pozos. En su participación en el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA), el titular de la petrolera controlada por el Estado afirmó que las empresas de servicios «tienen que ponerse a la altura de las circunstancias». El punto levantado por Marín coincide con expresiones similares realizadas por el viceministro de Energía y Minería, Daniel González en el CERAWeek.
Marín trazó una comparación entre los costos de producción en la formación neuquina de shale gas y shale oil y en los EE.UU. «Yo agarro un pozo de Vaca Muerta, lo metó en un avión y lo bajo en Estados Unidos, pongo los costos unitarios y me da 35% más barato que en la Argentina«, afirmó.
El CEO de YPF remarcó que esa diferencia no se debe a mayores costos salariales en la Argentina. «Con los sindicatos tenemos que trabajar en otra cosa, en eficiencias, en multitareas, pero esa es otra agenda. El sueldo en la Argentina no es mayor que en los EE.UU.», dijo.
En cambio, apuntó contra las tarifas que cobran las compañías de servicios. «El problema es que los costos unitarios que tenemos en herramientas de las compañías de servicio de alta tecnología y materiales es totalmente fuera de rango de lo que hay en los Estados Unidos«, disparó.
Créditos: Salta Mining.
«Nosotros decidimos patear el tablero, ya le dijimos a todas las compañías de servicio que tienen que ponerse a la altura de las circunstancias. Vamos a duplicar la actividad en la Argentina y Vaca Muerta irá a 1,2 millones de barriles de petróleo y 200 millones de metros cúbicos de gas», subrayó.
Coincidencia
La crítica de Marín a las tarifas que cobran las empresas de servicios petroleros coincide con expresiones similares de Daniel Gónzalez. El secretario coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía había hecho hincapié en que falta competitividad en el eslabón de servicios petroleros.
«Cuando nos alejamos de la geología y nos dirigimos a las operaciones, diría que hemos logrado avances significativos. Hemos reducido los tiempos de perforación y de finalización. Pero porque la productividad también mejora en Permian, siempre estamos entre 6 y 12 meses por detrás. Hay muchas cosas de vanguardia por hacer. Creo que las empresas en Argentina lo están haciendo. Ahora, lo único en lo que somos menos competitivos es en las tarifas de los servicios«, dijo la semana pasada en el CERAWeek en Houston.
«Me reuní con un productor independiente estadounidense que fue a Argentina. Me dijo: «Bueno, por lo que veo, es el doble, ¿no?». Eso, por supuesto, tiene que ver con lo que discutimos antes sobre las restricciones cambiarias. Uno paga por eso. Pero también tiene que ver con la falta de competencia. Tenemos menos empresas de servicios en Argentina de las que deberíamos», concluyó.
El gobernador Alberto Weretilneck logrará el pago de un canon millonario por el paso del oleoducto Vaca Muerta Sur y la construcción de un puerto de exportación de crudo en sus aguas. De esta forma se destrabará el megaproyecto que permitirá transportar 550.000 barriles de petróleo por día.
Así lo confirmaron a EconoJournalfuentes de YPF tras el pedido que impulsó el mandatario rionegrino. De acuerdo a la información brindada, se trataría del pago de un canon anual a través de una suma fija: “No serán regalías será un monto fijo por año”, indicaron desde la empresa.
Bajo el argumento de que la provincia aportaba el puerto y la licencia social, en un principio, el gobernador Weretilneck había planteado un cobro equivalente al 1% de regalías sobre el precio de venta del crudo que transportaría el oleoducto. El porcentaje equivalía a unos 60 millones de dólares. Sin embargo, la sociedad VMOs terminaría abonando un monto menor al solicitado: “Vamos a llegar a un acuerdo lógico, pero ya deberá estar solucionado la semana próxima”, indicaron desde la compañía.
La posible aplicación de esta tasa sobre el megaproyecto que impulsa YPF tomó por sorpresa a las compañías petroleras que participan del Vaca Muerta Sur. Principalmente, porque consideraron injusto el reclamo presentado tiempo después de que la obra haya comenzado.
Por otro lado, criticaron las intenciones de generar un cobro por parte de la provincia rionegrina ya que “nosotros veníamos hablando este proyecto, pero en la vida hay que jugar bien y limpio”. Tras varias reuniones, finalmente confirmaron que “estamos en el proceso final de negociación y se cerrará en los próximos días”.
El oleoducto Vaca Muerta Sur tiene una extensión de 437 kilómetros.
Mano de obra local
EconoJournal reveló en febrero que la intención por parte del gobernador Weretilneck de aplicar el cobro de un canon sobre la producción transportada en el Vaca Muerta Sur había sido manifestada a directivos de distintas petroleras que participan del proyecto. El inédito pedido generó una reacción negativa entre las compañías, principalmente porque el proyecto había presentado su adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), un marco jurídico que le garantizaba estabilidad fiscal a los inversionistas.
El pedido se dio al mismo tiempo que la provincia iniciaba un reclamo de contratación del 80% de mano obra de local para el proyecto, situación que encadenó una protesta por parte de la Uocra regional. “Hoy, de 70 trabajadores en el obrador de Villa Regina, solo 23 son rionegrinos. ¡Una vergüenza! Mientras tanto, cientos de trabajadores de la Uocra esperan su oportunidad. si Techint, Sacde, YPF y VMOs no cumplen, la obra se para”, había escrito en su cuenta de X el gobernador Weretilneck.
Más capacidad
El oleoducto Vaca Muerta Sur permitirá aumentar la capacidad de transporte de crudo desde la Cuenca Neuquina y generar exportaciones por U$S15.000 milones por año. Para YPF el megaproyecto es central para destrabar el cuello de botella de evacuación que presenta Vaca Muerta.
Desde la compañía confirmaron que, además, aprobarán el Duplicar X, una iniciativa de Oldelval que sumaría 24.000 metros cúbicos día de volumen de exportación. El año pasado Pluspetrol, Shell y Vista habían pedido formalmente a Oldelval que explore alternativas en el plano técnico para ampliar la capacidad de evacuación y, en ese contexto, la compañía diseñó un proyecto que incluye la incorporación de ese volumen a su red.
YPF posee un 37% del capital social de Oldelval, por esta razón, la iniciativa se vio demorada tras el lanzamiento de la sociedad Vaca Muerta Sur que finalmente quedó conformada por YPF, PAE, Pluspetrol, Vista, Pampa Energía, Chevron y Shell. Horacio Marín, CEO y Presidente de YPF esperaba poder contar con el aval de las petroleras en el VMOs para luego tomar una decisión en torno al proyecto de Oldelval. Ahora, tras concretada la sociedad, desde la compañía de mayoría estatal confirmaron que darán visto bueno al Duplicar X.
Tecpetrol es una de las compañías que confirmó su intención de evacuar toda la producción proveniente de Los Toldos II Este desde Duplicar y Duplicar X.
Tras sumarse al consorcio para la producción de Gas Natural Licuado de Pan American Energy (PAE) y la noruega Golar, y reencaminar el “Argentina LNG” con la angloholandesa Shell como nuevo socio, YPF trabaja en un tercer proyecto que promete ser motivo de anuncio de corto plazo si las partes involucradas cierran un acuerdo que se encuentra en etapa avanzada de negociación, aseguraron fuentes de la compañía a la EconoJournal.
La alternativa de esa tercera fase de desarrollo del GNL para la compañía nacional es resultado de los viajes que el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, realizó a mercados de Asia y Europa en enero, donde recogió el interés de empresas y gobiernos locales de contar con un nuevo oferente energético de abastecimiento seguro y competitivo, el gran desafío para cualquier proyecto que se presente desde la Argentina.
Las fuentes consultadas sólo señalaron que se trata de negociaciones que se llevan adelante con “empresas internacionales de primer orden global” con las cuales si se logra cerrar un acuerdo en el corto plazo podría convertir al país en un exportador de GNL “mucho más rápido” que el proyecto que encabeza PAE y que está en fase avanzada. Las fuentes consultadas no quisieron precisar el nombre de las compañías internacionales con las que negocia YPF.
Lejos de develar los detalles del proyecto, el reciente viaje a países de Asia habría sido determinante para acercar off takers a la producción futura de manera de poder avanzar con el trabajo de financiamiento internacional para las obras de infraestructura planeadas.
“Seguramente pueden ser off takers en condiciones similares a las que se llevan adelante con Shell y están vinculados a la demanda que pueden ofrecer los mercados de Japón, China, Turquía, Rumania, Italia, Francia o Portugal” se señaló
Acuerdos
A fines de 2024, YPF se sumó al consorcio PAE-Golar junto a Pampa Energía y Harbour Energy, el cual se espera que antes del 30 de abril se anuncie el FID (Decision Final de Inversión) para avanzar en la instalación de la primera unidad flotante de licuefacción en las costas de Río Negro, que incluye la llegada del buque “Hilli Episeyo”.
Los voceros al tanto de ese proceso explicaron que las negociaciones con los socios “están permitiendo llegar a un buen deal a valores muy competitivos con los de Estados Unidos” cuyos detalles se darán a conocer primeramente al mercado en pocas semanas.
Fuentes del sector explicaron al respecto que un entendimiento contractual que permita ser competitiva a Vaca Muerta y al proyecto de GNL deberá rondar un costo de tres dólares por millón de BTU para el proceso de licuefacción en una unidad flotante como la que ofrece Golar, tal los valores de mercado que se están reconociendo en estos momentos en Estados Unidos.
El costo del GNL debe incluir el valor del gas a boca de pozo, el transporte y la licuefacción, de lo cual sale un precio de costo al que se debe sumar la ganancia para obtener el precio FOB con el cual competir con grandes productores y exportadores globales de Estados Unidos, Qatar o Australia.
En esa evaluación de costos, es que las fuentes explican que los dos proyectos ya anunciados de PAE y Argentina LNG “son cada vez más competitivos”, con mejora de hasta U$S 0,20 por millón de BTU en el caso de llegar a compradores de Asia y por encima de los U$S 0,10 en Europa, diferenciados principalmente por la logística involucrada.
Así como la denominada Fase 1 tiene una meta de corto plazo para definir el FID, para el proyecto que encabeza YPF con Shell se avanza en las propuestas con “tres super majors” que pueden asegurar la colocación inicial de todo lo que se produzca. “En abril se empiezan a definir las propuestas y los acuerdos para pasar al FID en abril de 2026”, aseguran.
Estos acuerdos permitirán avanzar con la ingeniería de detalle de los dos barcos licuefactores involucrados -con arribos previstos para 2029 y 2030- de 5 MTPA cada uno, equivalentes a 40 MMm3/día de gas natural y valores de exportación de entre US$ 8.000 y US$ 10.000 millones al año, según el movimiento de precios que tenga el mercado hasta finales de la década.
Otra negociación en marcha para el offshore
La dinámica de los proyectos en YPF obliga a seguir conversaciones en múltiples frentes, ya sea para la desinversión en las áreas maduras que la convertirán en 2026 en una petrolero del no convencional, como la profundización de los proyectos de infraestructura para la evacuación de la producción de Vaca Muerta o el futuro de las áreas offshore que cuenta la compañía.
En este sentido, fuentes de la empresa explicaron que se buscará avanzar en el corto plazo con una super major, de fuerte especialización en la actividad costa afuera, de las mejores del offshore, para que ingrese como socia a las áreas que YPF tiene en Uruguay, lo que permite reafirmar que la empresa argentina no se va de sus compromisos en el vecino país.
Horacio Marín, CEO y presidente de YPF
“Estamos hablando con una compañía internacional, de las mejores del offshore, que si el negocio le resulta apetecible va a trabajar con YPF en Uruguay con el desarrollo de la sísmica y eventualmente con la decisión de perforar a su riesgo”, explicó una fuente al dar detalles de lo que Marin anticipó días atrás en ocasión de participar en el CeraWeek, de Houston.
El entusiasmo lleva a afirmar que “se trata de una propuesta transformacional en la cual YPF no debería poner plata pero le puede generar un salto cuántico en el valor de la compañía”.
De prosperar esa negociación que se define internamente como un “fast track”, un acuerdo acelerado que deberá ser aprobado por el directorio de YPF y que permitirá contar con el know how y respaldo financiero del nuevo socio con amplia experiencia en la exploración y explotación en aguas profundas, a más de 3500 metros de profundidad, a cambio de lo cual tomará un porcentaje de la operación.
YPF pasará a ser socio, no operador del bloque en Uruguay, y esa experiencia podrá ser replicada en las seis licencias vigentes que tiene en el Mar Argentino. En el caso de que la petrolera global no se interese finalmente en el proyecto, YPF avanzará en una licitación internacional para invitar a otras empresas con conocimiento del offshore
De esta manera, se reafirma que la compañía no planea desprenderse de los activos en el offshore argentino y uruguayo, sino que primero se avanzará con la idea de analizar el potencial de los bloques disponibles y, en función de los resultados, definir la estrategia.
El presidente de Pan American Energy (PAE), Alejandro Bulgheroni, respaldó este martes las reformas que está impulsando el gobierno de Javier Milei. “El país está a toda velocidad. El presidente Milei está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como las obras de infraestructura relacionadas que implican inversiones de decenas de billones de dólares por año”, aseguró.
El ejecutivo comenzó su discurso en el Foro Económico Internacional de las Américas (IEFA, según su sigla en inglés) con una dura crítica a las políticas energéticas que se han venido impulsando a nivel internacional para reemplazar a los combustibles fósiles. “En los últimos años se han escuchado numerosos pronósticos y se han tomado decisiones burocráticas a nivel internacional, sobre todo en los países europeos, respecto del reemplazo de combustibles fósiles con energías renovables. Esta corriente de pensamiento y de acción impulsó grandes inversiones de aproximadamente 10 trillones de dólares en los últimos 20 años. El resultado de todo esto fue la vuelta al carbón, record de emisiones y un sistema energético global poco confiable. No exactamente misión cumplida”, aseguró el titular de la principal petrolera privada del país.
Luego aseguró que en la actualidad se está remodelando profundamente el panorama energético mundial, de la mano de conflictos geopolíticos como la invasión de Rusia a Ucrania y la asunción de nuevos gobiernos en varios países. “Con el regreso de Donald Trump a la presidencia de Estados Unidos, las prioridades se centrarán nuevamente en la producción de energía convencional y lo que su administración denomina ‘dominancia energética’ expresada en la orden ejecutiva del pasado 14 de febrero que indica que la política de su administración será expandir todas formas de producción de energía confiable y accesible con el objetivo de reducir la dependencia de Estados Unidos de las importaciones”, remarcó.
Bulgheroni sostuvo que en este nuevo contexto “asegurar suministros confiables de minerales críticos para la transición energética se ha convertido en una prioridad clave tanto para las empresas como para los gobiernos. Argentina posee vastas reservas de materiales estratégicos como litio, cobre y uranio, entre otros, que son esenciales para el almacenamiento de energía, la movilidad eléctrica y la digitalización, incluyendo vehículos eléctricos, baterías, paneles solares y redes eléctricas inteligentes. Si bien los recursos están presentes, aun no se han evaluado los volúmenes exactos de las reservas”.
“Hay que tener en cuenta que Argentina tiene gas y petróleo suficiente para abastecer el consumo interno y exportar al mundo. Por lo tanto, hay que tomar las decisiones de desarrollo e inversión mirando al mercado externo”, agregó. Ahí fue cuando respaldó la política energética oficial: “Si bien la Argentina ha logrado avances importantes, todavía enfrenta desafíos claves en términos de infraestructura, financiamiento, costos internos y demostrar estabilidad en el tiempo. Hemos escuchado las palabras del secretario de Finanzas, Pablo Quirno, (quien expuso al comienzo de la jornada) que realmente son refrescantes para todos. El país está a toda velocidad. El presidente Milei está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como las obras de infraestructura relacionadas que implican inversiones de decenas de billones de dólares por año”.
“Estados Unidos está trabajando fuertemente para incrementar sus actividades de gas y petróleo y desarrollando infraestructura necesaria con el objetivo de expandir su potencial industrial. Nosotros tenemos que hacer lo mismo y rápidamente. No podemos perder el tren, como lo hemos hecho en otras oportunidades, demasiadas. La demanda global de energía está creciendo y se espera que se duplicará para el 2050”, insistió Bulgheroni.
La ausencia de infraestructura de transporte suele ser uno de los grandes escollos que deben enfrentar las empresas petroleras para poder incrementar su producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Al mismo tiempo que Oldelval, la empresa encargada del transporte y evacuación de petróleo desde la cuenca Neuquina hacia el Atlántico, finaliza las obras para aumentar de forma permanente la capacidad de transporte a través del proyecto Duplicar Plus, Pluspetrol puso en marcha un el oleoducto Bajo del Choique Nordeste, con el objetivo de incrementar su producción de crudo en el norte de Neuquén, precisamente en la zona de Rincón de los Sauces.
Esta obra de infraestructura fue realizada por la empresa constructora Víctor Contreras y tiene como objetivo transportar la producción de petróleo desde el Área Bajo del Choique (BdC) hacia la Terminal de Petróleo ubicada en Auca Mahiuda (AMOT).
Desde la compañía aseguraron: “Este proyecto representa un avance significativo en la infraestructura energética de la región y reafirma el compromiso de la empresa con la eficiencia y la sostenibilidad”.
El oleoducto
El oleoducto se extiende por un total de 42,1 kilómetros. Comienza en el área Bajo del Choique y recorre 20,1 kilómetros paralelos a la Ruta Provincial N°5. A lo largo de su trayecto, atraviesa los bloques Bajo del Choique y Bajo del Toro Oeste, según precisaron.
A su vez, el oleoducto gira hacia el Este, cruza la Ruta Provincial N°5 y tiene una traza de 22 kilómetros más, punto en el que llega a Bajo del Toro Este, Aguada Chivato-Bocarey y finaliza en La Banda. En este lugar se conectará con los tanques de la Terminal de Petróleo AMOT.
Desde la firma precisaron que la tubería construida tiene una presión de diseño de 101,24 kg/cm² y está fabricada bajo la norma API 5L X-PSL-2 (especificación del Instituto Americano del Petróleo (API) para la fabricación de tuberías de acero). Posee un espesor de pared de 9,53 milímetros para la mayor parte de la traza. En sectores con cruces especiales, el espesor se incrementa a 10,31 milímetros.
Sistema de monitoreo
A su vez, el oleoducto cuenta con un sistema de protección catódica, lo que permite garantizar la durabilidad a largo plazo. Además, se le integró un sistema de cable de fibra óptica en las instalaciones para realizar el monitoreo remoto de los volúmenes enviados y recibidos, la detección de fugas y la presión del ducto.
Según precisaron desde la empresa, se instalaron dos trampas scraper (secciones de tuberías que se usan para introducir y retirar herramientas de limpieza en sistemas de transporte de hidrocarburos), una lanzadora y una receptora. Además, para conectar eficientemente el Área Bajo del Choique y Terminal de Petróleo, se han instalado dos ductos de seis pulgadas.
“Para garantizar la seguridad operativa, se han incorporado dos válvulas de corte (line break) en los puntos kilométricos 18+000 y 28+000, ubicadas en cámaras subterráneas con válvulas de cierre electrohidráulicas y sistemas de monitoreo de presión y temperatura”, destacaron desde la compañía.
Tenaris, la compañía metalúrgica y de servicios petroleros perteneciente al Grupo Techint, sumó un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta para impulsar el desarrollo de la formación. El proyecto implicó una inversión de 110 millones de dólares.
La inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing. El objetivo es abastecer la demanda creciente de este tipo de operación en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, clave para el desarrollo energético e industrial de la Argentina, remarcaron desde la empresa.
“Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020” expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.
Operación
El nuevo set de fractura contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.
“Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta”, aseveraron desde la firma.
En paralelo, Tenaris está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año. Frente a este escenario, desde la empresa concluyeron que “Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones”.
El gobierno evalúa subirle las tarifas de gas a las industrias y a los usuarios de GNC más que a los hogares en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que debería comenzar a regir a partir de abril. El objetivo es garantizarles a las distribuidoras los ingresos necesarios para prestar el servicio minimizando al mismo tiempo el impacto sobre la inflación.
Lo que prometió el gobierno es que el aumento para los hogares que surja de la RQT no será superior al 9,9% anual por sobre la inflación. El rebalanceo tarifario que se está evaluando es funcional a ese esquema ya que, según remarcaron fuentes oficiales a EconoJournal, permitiría cumplir con la pauta y al mismo tiempo garantizar la operación del servicio y las inversiones gracias al mayor ajuste que se le aplique a los usuarios no residenciales. Los números se terminarán de analizar esta semana y luego se tomará una decisión.
El aumento que se le aplica a la tarifa residencial de gas tiene un efecto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) que mide el Indec, mientras que la suba para industrias repercute de manera indirecta en los precios y depende de otro conjunto de variables como la actividad y el consumo. Por lo tanto, ni siquiera es seguro que la industria termine trasladando todo ese mayor costo.
Lo que sostienen las fuentes oficiales es que en los últimos 20 años el aumento promedio de la tarifa residencial fue significativamente mayor que la de los otros segmentos.
Más allá de que el objetivo principal es evitar un mayor impacto sobre el índice de inflación, en el gobierno buscan dejar en claro que ese rebalanceo entre industria y hogares no es arbitrario y tiene una justificación. Lo que sostienen las fuentes oficiales es que en los últimos 20 años el aumento promedio de la tarifa residencial fue significativamente mayor que la de los otros segmentos. Ese dato es el que permitiría justificar ahora un mayor aumento para las industrias y los usuarios de GNC.
En el gobierno aclaran también que cualquier decisión que se tome no será generalizada para todo el país y tomará en cuenta las particularidades de cada región. Por ejemplo, más del 90% de los clientes de la distribuidora Camuzzi Gas del Sur son usuarios residenciales porque en la Patagonia prácticamente no hay industrias. Por lo tanto, si en ese caso se aplica el rebalanceo que se está evaluando la licenciataria se vería perjudicada porque recibiría un caudal de ingresos menor al de otras distribuidoras como Metrogas que brindan servicios en áreas industriales.
Pluspetrol, una de las cuatro mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, se convertirá en el principal exportador de gas hacia Uruguay a partir de la comercialización de gas extraído en Vaca Muerta. La compañía controlada por accionistas locales será la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino. El contrato será entrará en vigencia en mayo de 2025 hasta diciembre de 2028 y el suministro se garantizará con gas proveniente del yacimiento La Calera, el principal activo que posee la compañía en la formación no convencional.
Se trata de un contrato de exportación en firme por tres años y medio, hasta el fin del Plan Gas vigente. La entrega del gas se realizará en la frontera argentino-uruguaya en los puntos de medición del Gasoducto Gas Link y en la Cámara Colón de Entre Ríos, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa.
Suministro de gas
El precio de exportación estará dado por los precios mínimos en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) establecidos por la Secretaría de Energía de la Argentina, que en la actualidad representan un 5,5% del Brent, más los costos de transporte en firme, según informaron las fuentes consultadas.
En los meses de invierno los volúmenes en firme alcanzarán picos de 400.000 metros cúbicos diarios (Mm3/d), mientras que el promedio en el periodo estival será de aproximadamente 200 Mm3/d. A su vez, se establecieron acuerdos interrumpibles por un período similar que contemplan la exportación de volúmenes por 500 Mm3/d de gas natural.
Exportación de gas
La iniciativa que tiene como protagonista a Pluspetrol contempla una novedad, dado que por primera vez en cinco años la exportación de gas hacia Uruguay volverá a estar en cabeza de un privado, sin la necesidad de que esté mediado por la empresa estatal Enarsa, que desde 2029 hasta 2024 se encargó del suministro de gas a ANCAP, para lo cual todos los años concursaba la venta de gas en el verano entre productores de gas de la Argentina y en invierno garantiza el abastecimiento mediante Gas Natural Licuado (GNL).
A partir de este año, Pluspetrol será el principal proveedor de gas de Ancap, lo que deja de manifiesto el interés de la compañía por posicionarse con fuerza en el mercado de exportación del hidrocarburo. De hecho, luego de adquirir los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta y mediante la firma de este acuerdos con Ancap, Pluspetrol se colocó como el productor argentino con más acuerdos de exportación en firme plurianuales de mayor extensión.
La Calera
La Calera es uno de los bloques estrella de Vaca Muerta. Esto es así porque se trata del mayor yacimiento no convencional de gas con líquidos asociados del país.
Es por esto que a fines de 2023, la empresa comenzó con la puesta en marcha de la nueva planta de procesamiento (una CPF, Central Processing Facility) en el bloque para duplicar su producción de gas, que pasó de 5 a 10 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Las instalaciones también persiguen el objetivo de cuadruplicar la producción de líquidos para producir 4.800 m3/d promedio y apuntalar el desarrollo del no convencional de la cuenca.
Funcionarios y referentes de la industria petrolera participarán de la cuarta edición del Vaca Muerta Insights, el evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal que se llevará a cabo el miércoles 26 de marzo en el Hotel Casino, en Neuquén. Durante la jornada, ejecutivos de empresas productoras de hidrocarburos analizarán cuál es el escenario que tiene por delante la industria y detallarán cuánto puede llegar a crecer la inversión en Vaca Muerta durante este año.
Agenda
La apertura del evento estará a cargo de Mariano Gaido, intendente de Neuquén. Luego, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, disertará sobre el impacto que tendrá el incremento de la producción de Vaca Muerta de cara a los próximos años. De la jornada también formará parte Daniel González, viceministro de Energía y Minería, quien brindará detalles del plan energético del gobierno de Javier Milei.
El rol de Vaca Muerta
Directivos de las mayores petroleras analizarán el escenario de producción y expondrán cuáles son los planes para los próximos años. Germán Burmeister, CEO de Shell Argentina, precisará hasta dónde puede crecer Vaca Muerta como play internacional y Matías Weissel, COO de Vista, hablará sobre la consolidación de la formación como hub de exportación de petróleo.
Julián Escuder, country manager de Pluspetrol, abordará cómo será la explotación de un nuevo hub de shale oil. Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix; y Fausto Caretta, managing director de Pan American Energy; expondrán las oportunidades que existen más allá de Vaca Muerta.
Otros ejes
La agenda regional del Mercosur también será uno de los tópicos que se abordarán en el encuentro que se celebrará en Neuquén. Es por esto que Fernanda Cardona, ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, trazará un panorama sobre las externalidades positivas de Vaca Muerta.
Por su parte, Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, expondrá sobre infraestructura y analizará cómo liberar los cuellos de botella del sistema. Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol; Esteban Falcigno, gerente de coordinación e infraestructura de exploración y producción de hidrocarburos de Pampa Energía; y Joaquín Lo Cane, director de Operaciones de TotalEnergies; debatirán sobre la nueva ventana de petróleo y la agenda del mercado de gas natural. También, se pondrá atención sobre el rol de las operadoras independientes en un panel que estará a cargo de Adolfo Storni, presidente de Capex, y de Carlos Gilardone, CEO de Quintana Energy.
Sector público
En la segunda parte de la jornada habrá un bloque dedicado al sector público y las agendas de ambiente. En ese segmento se desarrollará el análisis de Leticia Esteves, secretaria de Ambiente de Neuquén.
Además, Gustavo Schiappacasse, director Ejecutivo de Fundación YPF; Juan David Orozco, country VP de Halliburton; y Ana Catalano, especialista en Formación Continua; llevarán adelante un panel sobre educación. Y Oliver Houzé, presidente de la SPE a nivel global, hablará sobre la incorporación de jóvenes profesionales a la industria de Oil&Gas.
Christian Cerne, vicepresidente para Latinoamérica de Proshale; Gonzalo Arribere, gerente general de Hidrofrac; Carlos Etcheverry, gerente general de Texproil; y Francisco Díaz Tello (MES); disertarán sobre la agenda de la cadena de valor del sector de Oil&Gas.
Por último, el cierre del evento estará a cargo del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; y su par de Río Negro, Alberto Weretilneck; que compartirán las proyecciones que existen para las provincias patagónicas en cuanto al desarrollo hidrocarburífero.
La gobernación de Chubut, que encabeza Ignacio «Nacho» Torres, intimó este mes a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) a que devuelvalas minas de uranio que tiene concesionadas en la provincia, incluyendo a Cerro Solo, el mayor yacimiento de uranio del país. El Ministerio de Hidrocarburos provincial argumentó que la CNEA viene realizando una actividad exploratoria y productiva «prácticamente nula» y contraria al potencial económico de Chubut en minería de uranio, según reza una carta dirigida al presidente del organismo nuclear a la que accedió EconoJournal.
Sin embargo, fuentes con conocimiento del tema señalaron que la CNEA avanzó en los últimos meses con gestiones internacionales para encontrar inversores para desarrollar Cerro Solo. En términos políticos, el planteo de la administración de Torres es la primera acción concreta de la provincia en favor del habilitar la explotación metalífera que está prohibida por Ley desde hace más de 20 años. Torres se manifestó en las últimas semanas a favor de impulsar proyectos de uranio de manera compatible con la legislación minera vigente en el distrito patagónico, en clave también con la promoción de la explotación uranífera bajo la órbita del nuevo Plan Nuclear que lanzó el gobierno de Javier Milei.
El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, notificó por carta al presidente de la CNEA, German Guido Lavalle, una intimación para que la institución transfiera o revierta «todas las propiedades mineras de titularidad de la CNEA al estado provincial chubutense». La intención de la provincia es «lograr el desarrollo de recursos uraníferos world class hoy en día desaprovechados».
Las 18 propiedades mineras listadas en la misiva son Los Adobes, La Primera, Cerro Solo, Laguna Colorada, Puesto Alvear, El Ganso, El Molino, Arroyo Perdido, Sierra Cuadrada, Sierra Cuadrada Sur, El Cruce, Mirasol Chico, Cerro Chivo, Cateo Union, Ganso Oeste, La Salteada, La Meseta y El Picahueso. De las propiedades listadas, 12 son minas de uranio, 4 son manifestaciones y 2 son cateos. La titularidad de la CNEA sobre estas propiedades es a perpetuidad ya que fueron otorgadas antes de la transferencia del dominio originario sobre los recursos naturales del Estado nacional a las provincias con la Reforma Constitucional de1994.
Cerro Solo destaca en la lista como el principal yacimiento de uranio de Chubut y de todo el país, con unos recursos razonablemente asegurados de 4420 toneladas de uranio. Un documento de la CNEA del 2020 indica que en Cerro Solo se podrían llegar a producir entre 500 y 550 toneladas anuales. Como dato de referencia, su producción alcanzaría para cubrir la demanda anual de 220 toneladas de uranio de las centrales nucleares argentinas y exportar el mineral. Actualmente no hay ningún proyecto de uranio en producción en el país.
El gobernador Ignacio «Nacho» Torres.
El pedido de Chubut
En la carta, el ministro de Hidrocarburos remarcó que el contexto internacional es propicio para el desarrollo económico de los proyectos de uranio en Chubut, empleando métodos extractivos que no se contraponen «a ninguna norma de orden local o nacional». Pero la provincia intima a la CNEA a que devuelva la titularidad sobre los proyectos, aduciendo «inactividad» y «falta de inversiones» en exploración y producción por parte del organismo.
Ponce indicó que «desde los anos 80 hasta la actualidad las inversiones y trabajos realizados por la CNEA, tanto en exploración como en explotación de nuestros recursos fue prácticamente nula«. Sobre la base del dominio provincial sobre los recursos naturales y la presunta inactividad de la CNEA, el ministro argumentó que se «justifica la petición de reversión de todas aquellas propiedades mineras que hayan permanecido inactivas durante tiempo prolongado y de manera injustificada, a los efectos que sea la provincia quien arbitre los mecanismos para avanzar en su explotación».
El funcionario también remarcó el relanzamiento de la minería de uranio perseguido por el gobierno nacional a partir de un futuro Plan Nuclear. «La inactividad y la falta de inversiones de parte de CNEA evidenciadas durante décadas, exponen una clara contraposición a la política de desarrollo que encabeza el Gobierno Nacional y persigue la provincia del Chubut», añadió.
La carta también destaca que «existen nuevas tecnologías aplicables a la exploración de los recursos uraníferos descubiertos en la provincia, como la lixiviación in situ, que permiten el desarrollo de los recursos sin contraponerse a ninguna normal local o nacional». Ante una consulta de EconoJournal, fuentes allegadas al Ministerio de Hidrocarburos de Chubut remarcaron que el desarrollo de estos proyectos de uranio es «perfectamente compatible» con la ley 5001 de «prohibición de la actividad metalífera». «No esta en agenda la modificación de ese marco normativo», subrayaron.
Controversia
EconoJournal consultó a la CNEA sobre las afirmaciones del ministro. Desde la institución marcaron un contrapunto con la provincia en torno a las inversiones en Chubut. «La CNEA sigue avanzando en la recuperación de la minería de uranio en la Argentina, después de tres décadas de inactividad, con el objetivo de contribuir a la economía nacional y al desarrollo del Plan Nuclear Argentino. En este sentido, ha invertido realizando exploración en diversas provincias, obteniendo resultados positivos en la identificación de recursos uraníferos en varias ubicaciones, destacándose el gran potencial de la provincia de Chubut, entre otras. Actualmente, la CNEA impulsa el inicio de la explotación, trabajando estrechamente con las provincias para llevar a cabo esta actividad de manera responsable y con el máximo respeto por el cuidado del ambiente», comunicaron oficialmente desde el organismo a este medio.
Sin embargo, otra fuente nuclear conocedora del tema objetó los argumentos del ministro provincial y señaló que la CNEA invirtió desde 2006 al menos US$ 60 millones en minería de uranio en Chubut. También deslizó que hay un trabajo en curso con la Secretaría de Minería de la Nación para realizar una licitación internacional del proyecto Cerro Solo, con interés concreto desde varios países.
«Hay ofertas de China, Australia, EE.UU., Canadá. La demanda era tan grande que se optó por ir a una licitación internacional», disparó la fuente, antes de agregar: «se invirtieron decenas de millones de dólares entre 2008 y 2014». «En Chubut no hubo inversión privada desde 2012 aproximadamente, salvo en los últimos dos años que Piche Resources trabajó tanto en uranio como en oro. El uranio es un buen negocio ahora, pero en las malas la CNEA y el estado invertimos un montón«, añadió.
En esa clave, una fuente que actualmente no tiene vinculo contractual con la CNEA afirmó que la institución entre 2006 y 2015 invirtió aproximadamente US$ 100 millones en minería de uranio, de los cuales unos 60 millones de dólares fueron invertidos en Cerro Solo. «Pero en esos 10 años no se incrementó un gramo los recursos razonablemente asegurados ni se generó un yacimiento productivo», matizó de forma crítica sobre los resultados conseguidos.
Respaldo a la minería de uranio
La iniciativa del gobernador Ignacio Torres para relanzar la minería de uranio en Chubut no deja de ser una jugada fuerte en una provincia marcada por los conflictos en torno a la minería. Torres se manifestó a su favor con el argumento de que no será necesario modificar la ley 5001 que prohíbe la actividad metalífera. El fallido intento del ex gobernador Mariano Arcioni de modificar esa ley en 2021 derivó en fuertes incidentes en torno a la legislatura y la casa de gobierno provinciales.
Torres subrayó este mes en una entrevista en LN+ que la ley 5001 únicamente prohíbe la minería cuando es a cielo abierto y se utiliza cianuro en los procesos de producción. “Podríamos extraer uranio con otros métodos, tenemos la mejor reserva de uranio”, dijo. No obstante, el gobernador remarcó que el proceso de adjudicación y ejecución de los proyectos debe ser transparente y tener licencia social para evitar conflictos como el ocurrido en 2021.
«Hay un mito, yo no soy antiminero, en Chubut hay minería, nosotros en su momento denunciamos que estaba mal querer aprobar una ley entre gallos y medianoche, un día antes de navidad con un manto de oscuridad que justamente es todo lo contrario a cualquier discusión que se debe dar de cara a la ciudadanía”, analizó.
El gobierno nacional prevé que la inversión extranjera directa en la industria minera trepe de US$ 1388 millones este año a US$ 7510 millones en 2026, un 441% más de la mano del cobre y el litio. Como consecuencia de esas mayores inversiones, apuntaladas por el RIGI, proyecta además que las exportaciones se quintuplicarán en los próximos diez años.
La proyección de inversiones se realizó en base a los anuncios públicos y el Capex (Capital Expenditure) estimado por las empresas que operan en el país. El Capex contempla la inversión en bienes de capital como maquinaria, equipos, infraestructuras y tecnología.
Luego del pico de US$ 7510 millones de inversión que se alcanzaría en 2026 los desembolsos se mantendrían cerca de esa cifra durante los siguientes dos años con US$ 6664 millones en 2027 y US$ 7029 millones en 2028. En 2029 bajaría a US$ 4501 millones, en 2030 a US$ 2360 millones y en 2031 caería a US$ 750 millones, por debajo del valor proyectado para 2025.
Inversión extranjera directa proyectada en minería hasta 2031.
Otro de los supuestos para realizar las estimaciones es que la construcción de un proyecto de cobre demanda 3 años y la de un proyecto de litio dos años.
Portfolio de proyectos mineros de litio y cobre.
Boom exportador
Como consecuencia de esas mayores inversiones, el gobierno proyecta además un boom exportador en la industria minera. En 2024 el sector exportó por US$ 4669 millones, pero la estimación oficial es que esa cifra se quintuplicará durante los próximos diez años. De hecho, se espera que las exportaciones de litio aumenten 8 veces en los próximos 5 años.
Este año treparían a US$ 4900 millones, levemente por encima del valor de 2024. En 2026 llegarían a US$ 6000, en 2027 a US$ 6600, en 2028 a US$ 8600 y en 2029 a US$ 13.900 millones, ya con un aporte de US$ 3000 millones por parte del cobre. En 2030 esas exportaciones se dispararían a US$ 19.200 millones y durante los cinco años siguientes, entre 2031 y 2035, promediarían un valor cercano a los US$ 25.000 millones.
Exportaciones mineras proyectadas por mineral.
Las ventajas del RIGI
Este auge de las inversiones y las exportaciones mineras se supone que vendrá de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), al que varias empresas ya aplicaron. No obstante, el propio gobierno recordó en uno de los documentos que las cobranzas por concepto de exportaciones de productos de todo aquel proyecto amparado por el RIGI, realizadas por el Vehículo de Proyecto Único (VPU), estarán exentas de la obligación de ingreso y liquidación en el mercado cambiario de modo creciente.
El VPU es una entidad creada con el propósito exclusivo de desarrollar el proyecto que califique como “gran inversión”. En este caso, todos aquellos que superen los US$ 200 millones. El objetivo del VPU es que sirva para aislar las actividades y activos específicos del proyecto, garantizando una gestión más eficiente y transparente ya que de ese modo se facilitan el control y seguimiento por parte de las autoridades.
Luego de dos años de la fecha de implementación del VPU la disponibilidad de las divisas será del 20%, luego de tres años trepará al 40% y luego de cuatro años será del 100%. A su vez, en el caso de Inversiones Estratégicas de Largo Plazo, aquellas que superen los US$ 2000 millones de inversión, estos plazos se acortan en un año cada uno.
La tasa del Impuesto a las Ganancias aplicable a los VPU será del 25%, contra una tasa general del 35%, mientras que los beneficios netos provenientes de dividendosse seguirán gravando con una tasa del 7%, pero después de siete años de haberse unido al RIGI se reducirán a la mitad.
En el caso del IVA, las empresas podrán utilizar los certificados de crédito fiscal para pagar el impuesto en las facturas de los proveedores o directamente a la Agencia de Control de Ingresos y Aduanas (ARCA) cuando importen bienes.
El RIGI garantiza además que los derechos, protecciones e incentivos previstos bajo el régimen se mantendrán estables durante 30 años y, en caso de que surja algún conflicto, le otorga a la empresa la posibilidad de elegir el tribunal dentro de un abanico de tres opciones: a) Reglas de arbitraje de la CPA de 2012; b) Reglas de arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (excepto las Reglas de procedimiento acelerado), o; c) Convenio Internacional sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) entre Estados y nacionales de otros Estados del 18 de marzo de 1965 o, en su caso, el Reglamento de Arbitraje del CIADI.
HOUSTON.- Río Tinto, uno de los grandes jugadores de la industria minera a nivel global, que a principios de este mes tomó formalmente el control de los proyectos de Arcadium Lithium, el principal productor del litio en la Argentina, acelerará este año el desarrollo del mineral en el país. No sólo a partir del lanzamiento de Rincón, el proyecto de litio ubicado en Salta en el que viene trabajando desde hace más de cinco años, que a mediados de 2025 iniciará la construcción de una planta de hasta 60.000 toneladas anuales (tn/año) de carbonato de litio grado batería, sino también mediante la reactivación de inversiones que estaban en el portafolio de Arcadium que habían sido diferidas o secuencializadas por la empresa norteamericana. Río Tinto está a cargo de las operaciones locales de Arcadium desde el 6 de marzo, hace menos de 10 días.
Según indicaron fuentes de la empresa en el CERAWeek, la conferencia de energía que se realiza esta semana en Houston, la compañía retomará una inversión que había sido pausada en 2024 para ampliar una planta de carbonato de litio en el Salar del Hombre Muerto, en Catamarca. Se trata de la etapa 1B de Fénix, el nombre con el que Arcadium denominó al programa de expansión de su capacidad instalada en el país. La fase 1A concluyó en 2024 y permitió sumar más de 10.000 toneladas de producción de carbonato el año pasado en Catamarca. La fase 1B, que permitirá sumar una oferta similar, había sido pausada en septiembre de 2024 como consecuencia de la caída del precio internacional del litio.
Director Ejecutivo de Rio Tinto Group, Jakob Stausholm “Muchas gracias Presidente Milei por el RIGI. Ha sido clave para poder convencer a los accionistas para seguir adelante con las inversiones en Argentina”pic.twitter.com/lrgW4LxQuW
En ese momento, Arcadium informó que avanzaría de manera secuencial con la ejecución de Sal de Vida, otro proyecto de litio en la frontera entre Salta y Catamarca, para luego encarar la etapa 1B de Fénix. Sin embargo, según las fuentes consultadas, Rio Tinto revisó esa medida y ahora decidió volver al plan original de Arcadium, que consistía en avanzar en simultáneo con ambos proyectos. Así lo indicó en Houston un ejecutivo de Río Tinto, que pidió la reserva de nombre.
Lectura
“Vemos que se estabilizó la economía, las reformas macroeconómicas mejoraron la situación y la inflación está cayendo dramáticamente al 2% mensual. Eso permite balancear los libros (contables de la empresa) y generar confianza de que las cosas van a seguir mejorando”, explicó.
El directivo ponderó la creación del RIGI, el régimen de incentivos a la inversión que impulsó el gobierno de Javier Milei, como un instrumento que permite disipar los riesgos intrínsecos que aún acarrea una macroeconomía inestable y con restricciones cambiarias como la argentina.
“Para nosotros, el RIGI fue un factor muy importante a fin de tomar nuestra decisión de invertir significativamente en la Argentina. Le da al inversor protecciones y estabilización por 30 años apoyada con protecciones de arbitraje internacional”, destacó, antes de añadir que “con la certidumbre del RIGI podemos mantener el momentum y protegernos de la macroeconomía”.
Encuentros
Jakob Stausholm, CEO del grupo Rio Tinto, se reunió al menos dos veces con el presidente Milei en los últimos seis meses. La última fue en Roma, pocos días después de que la empresa anunciara una inversión de US$ 2500 millones hasta 2028 en el proyecto Rincón para construir una planta de 60.000 tn/año de litio en Salta. Stausholm, que en los ’90 vivió varios años en la Argentina a cargo del área financiera de Shell, enfatizó en diciembre que la aprobación del RIGI fue clave que el directorio de accionistas de Rio Tinto avalara la inversión en la Argentina.
En diciembre, Rio Tinto informó que la capacidad de Rincón de procesar 60.000 toneladas de litio carbonato de alta calidad para baterías por año incluye una planta piloto inicial de 3.000 toneladas y la planta de expansión de 57.000 toneladas, que empezará a ser construida a mediados de año. Está previsto que la vida útil del proyecto sea de 40 años. Se espera que la primera producción comience en el 2028, seguida de tres años de aumento de actividades hasta alcanzar la máxima capacidad.
HOUSTON. -El desarrollo del hidrógeno como fuente de energía generó en los últimos años un gran interés a nivel global, pero su viabilidad económica y logística sigue siendo un desafío, sobre todo en lo que respecta al hidrógeno verde que proviene de las energías renovables. Frente a este escenario, Alejandro Solé, líder de Tulúm, una start-up del Grupo Techint y jefe de Inversores de TechEnergy Ventures, el fondo de incentivo a las nuevas tecnologías del holding que lidera Paolo Rocca, detalló a EconoJournal el proyecto con el que Techint planea desarrollar una planta de hidrógeno turquesa en México. En caso de ser exitosa, la iniciativa podría marcar un quiebre tecnológico en el segmento.
Desde en el CERAWeek, Solé explicó que a diferencia del hidrógeno verde que requiere una cantidad significativa de electricidad, el hidrógeno turquesa se obtiene a través de la pirólisis del metano (el gas que se distribuye por las redes de gas natural), un proceso en el cual no se emite dióxido de carbono y permite utilizar el fluido como recurso. La start-up prevé instalar una planta piloto en México en colaboración con Ternium, otra de las empresas del Grupo Techint, a fin de poner a prueba la tecnología y así poder captar la demanda industrial de cara al futuro, en particular la del sector del acero. El proyecto contempla una inversión de 25 millones de dólares. Está previsto que del sondeo del emprendimiento participen otros inversionistas.
Solé advirtió sobre la escasa probabilidad de que se pueda desarrollar hidrógeno verde en la Argentina. “El hidrogeno es difícil de transportar y a eso se le suma que el costo de la energía renovable en la Argentina no es el más barato del mundo. Es difícil que podamos justificar producir hidrógeno verde en el país, donde hay un costo de capital enorme”, explicó.
El desarrollo de hidrógeno turquesa, en cambio, podría agregar valor a la explotación de gas en Vaca Muerta. Por eso, a futuro, si los resultados exploratorios de la tecnología son los indicados, la start-up Tulúm podría replicar una planta en la Argentina, a fin de “poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrogeno”.
Alejandro Solé, líder de la startup Tulum e inversor en tecnología climática de TechEnergy Ventures
—Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, adelantó esta semana el lanzamiento de la start-up llamada Tulum, dedicada a explorar la explotación de hidrógeno para la industria del acero. ¿Cuál es el objetivo y qué proyección tienen para el hidrógeno de cara a futuro?
–El hidrógeno tuvo un boom y se pensaba que se iba a usar para absolutamente todo. Ese uso iba a tener un montón de aplicaciones en forma distribuida. Se lo pensaba como combustible. También, para producir electricidad. Pero la realidad es que la producción del hidrógeno verde es muy costosa. Además, es muy difícil de transportar. La demanda legítima de hidrógeno que existe en la actualidad es la industrial. Los procesos que usan hidrógeno hoy en día, que contaminan casi un gigatón, representan un 2% de las emisiones globales. Son 10 toneladas de CO2 por una tonelada de hidrógeno. Esa es la demanda que existe. A su vez, también está el desarrollo de aplicaciones nuevas que sólo pueden funcionar con hidrógeno limpio como es el combustible sustentable para la aviación, la reducción de hierro directo a través del hidrógeno y el amoníaco. Frente a esto, lo que nosotros analizamos era que todas las demandas eran industriales y de alto volumen. Por lo cual, el hidrógeno verde no era compatible por el requerimiento eléctrico que requiere.
—¿Eso es taxativo? El hidrógeno verde no es compatible ahora, ¿pero luego podría llegar a serlo?
–Nunca será compatible porque la termodinámica indica que se precisan 40 kilowatt-hora por kilo (kWh-kilo) para producir hidrógeno verde. A eso se le suman las ineficiencias, con lo cual se necesitarían 50 kWh-kilo. En el caso de una planta grande de acero, se tendría que poner más de 1 GW de electrolizadores en sitio y una línea de transmisión que llegue con más 1 GW para poder producir hidrógeno.
—¿Frente a esta realidad nació la idea de esta nueva startup que están lanzando?
–Existe un fondo de Tecpetrol -el Fondo Tech Energy Ventures- que invierte en el desarrollo de tecnologías que ayudan a lograr la descarbonización. También, el fondo nos permite buscar oportunidades nuevas de negocio y posee una categoría que es el hidrógeno. Nosotros analizamos las distintas oportunidades y se decidió invertir en el hidrógeno turquesa, que es la pirólisis del metano. Se trata de un proceso a través del cual se produce hidrógeno a partir de hidrocarburos, como el metano o el biogás, a altas temperaturas y sin oxígeno. Es decir, a partir del calor, se rompe la molécula de metano sin oxígeno, con lo cual no se produce CO2, sino que se genera carbono sólido y se produce hidrógeno.
—¿Ya poseen desarrollos probados de esta tecnología o se trata de algo experimental?
–Lo interesante es que nosotros estamos reutilizando una tecnología que ya existe y está probada a escala comercial que es el horno de arco eléctrico. Con este horno se han hecho pruebas en el pasado que han demostrado que se podía generar pirólisis. Nosotros lo estamos diseñando para que sea lo más eficiente posible para el proceso de generación de hidrógeno turquesa, apalancando el gas natural -que es abundante-, y minimizando el consumo de electricidad verde – que es escasa. Gracias a este proceso, nuestra planta va a consumir un quinto de electricidad de la que consume el electrolizador.
—¿Van a realizar un proyecto piloto?
–Ya tenemos un proyecto piloto con Ternium en Monterrey. Ternium está llevando adelante la construcción de la nueva acería con un DRI de hidrógeno (proceso que utiliza hidrógeno renovable para reducir el mineral de hierro y producir hierro esponja). De esa iniciativa vendrá la planta piloto. Estamos negociando la primera planta comercial que va a ser de una tonelada por hora.
—¿Cuál será el objetivo de la planta piloto y qué características tendrá?
–La planta piloto tiene como objetivo retirar lo que queda del riesgo tecnológico e informar el diseño de la primera planta comercial. Nos permitirá aprender cómo operar el reactor para obtener la calidad de carbono que deseamos y analizar las oportunidades de monetizar ese carbono.
—¿Cuánto tiempo puede llevar esa curva de aprendizaje?
–Prevemos que para fin de 2026 la planta piloto esté en la primera fase de operación. En los 12 meses posteriores a esa fase vamos a tener la información necesaria para diseñar la primera planta comercial.
—Instalarán la planta piloto con otra de las empresas del Grupo Techint que es Ternium, que a su vez está utilizando tecnologías que surgieron de pruebas que realizó Tenova, otra de las empresas del Grupo. ¿Qué valor aporta toda esa sinergia de conocimiento que ofrece el Grupo?
–Uno de los aportes es el entendimiento de las necesidades de hidrógeno para el acero, que es uno de los vectores que más hidrógeno va a requerir. Tenova es líder mundial en reducción directa a base de hidrógeno y eso nos permite entender qué características debe tener el hidrógeno y cómo se tiene que producir para que pueda ser competitivo. En lo que respecta a la construcción de las plantas, trabajamos con Techint. Es fundamental tener un socio que tiene el entendimiento de llevar esta tecnología a escala. Ahora vamos a operar en México, y allí Tecpetrol tiene un equipo y una planta de ciclo combinado. Con lo cual a la ahora de conseguir un Project Manager y los permisos para operar, sentimos que estamos jugando en casa. También, está la ambición de poder tener otra vía más de monetización para el gas del Tecpetrol, sacando gas de vaca muerta y generando un producto limpio.
—La Argentina, muchas veces, se ubica detrás en la agenda global de tecnologías. Al hidrógeno se lo sigue asociando al mundo de la energía, de los combustibles, pero ustedes analizan una oportunidad en el plano industrial. ¿Es así?
–Es correcto. La Argentina tiene un gas muy competitivo, y aún con un modelo de exportación -que esperamos pueda tener-, va a seguir siendo competitivo por la calidad que posee el recurso de Vaca Muerta. Poder poner en valor ese gas en un producto limpio y darle otra forma de exportación convirtiéndolo en amoníaco o en productos a base de hidrógeno como puede ser un combustible sustentable le da otra posibilidad al gas de Vaca Muerta, que no es únicamente el LNG y que también participa de la agenda de transición de largo plazo.
—¿Cuál será el nivel de inversión que demandará este proyecto?
–El programa para desarrollar la planta piloto y ponerla en operación contempla una inversión de 25 millones de dólares, lo cual hemos levantado de otros inversionistas.
—¿No es un equity del Grupo?
–Esta es la primera experiencia del grupo Techint, de salir a buscar capital afuera para darle una impronta de startup. No es una compañía del grupo, es una empresa que nace en el grupo, que sale a buscar la velocidad de una startup con un esquema bastante innovador para la organización que estamos llevando adelante. Se sumaron inversionistas europeos y americanos a esta ronda de capital. Posterior a este proceso, tendremos que levantar 50 millones de dólares para hacer una primera planta comercial de una tonelada por hora que va a tener ventas entre 20 y 30 millones de dólares. El lugar en el que se ubique la planta dependerá de dónde podamos recibir ayuda porque hay distintas oportunidades y subsidios para que cueste menos. A esa planta, que será la primera de hidrógeno limpio, ya la vamos a poder financiar con otro formato de capital, con financiamiento a nivel del activo, deuda. No será un financiamiento tipo venture capital.
—¿Contra qué players se está compitiendo en lo que es hidrógeno turquesa?
–En Estados Unidos hay bastantes desarrollos. La descarbonización del gas natural a partir de la pirólisis es un concepto que ha ganado muchísima atracción en los últimos años a partir de que las personas se dieron cuenta de la incompatibilidad del hidrógeno verde. Monolith, una empresa estadounidense, realiza pirólisis pero está enfocada en producir un producto de carbono de alta calidad. El hidrógeno no es su prioridad, pero eso lo termina produciendo a un costo elevado. Su foco está en el carbon black (material compuesto de carbono elemental que se genera por la combustión incompleta de combustibles fósiles, biocombustibles y biomasa). También, hay una compañía americana que se llama Modern Hydrogen que hace un trabajo bastante interesante. A su vez, hay otras tres empresas que tienen un proyecto piloto del mismo tamaño que tendrá el nuestro en dos años.
—¿Están en la vanguardia de este tipo de tecnología que es el hidrógeno turquesa?
–Sí, la única empresa que tiene más trayectoria estableció una estrategia diferente. No realiza lo mismo que haremos nosotros puesto que se dedica a producir carbon black para la industria de las cubiertas. No puede competir para ubicarse en una planta de acero.
–En el sector persiste la idea de poblar la Patagonia de molinos eólicos y producir hidrógeno. ¿Qué análisis realiza sobre esto?
–El hidrógeno tiene muchos desafíos. Es muy difícil de transportar. Y si bien es cierto que tenemos un muy buen factor de capacidad, el costo de la energía renovable en la Argentina no es el más barato del mundo. Tenemos un costo de capital caro. El primer costo del hidrógeno verde es el costo nivelado de la electricidad. En ese sentido, hay competencia con Arabia que instala paneles solares entre 20 dólares y 10 dólares el megawatt hora. Por esta razón, pensamos que es difícil que podamos justificar producir el hidrógeno en la Argentina, donde hay un costo de capital enorme.
HOUSTON.- Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, participó este jueves de una mesa redonda con empresarios y funcionarios de países de América latina que debatió acerca de qué decisiones deberían tomarse a nivel regional para garantizar el crecimiento regional a largo plazo. Durante la apertura del panel organizado dentro de la agenda del CERAWeek, el moderador Carlos Pascual, vicepresidente de S&P, interrogó al ejecutivo de la petrolera del Grupo Techint por el impacto en países de América latina de la política de aumento de aranceles a la importación anunciada por el gobierno de Donald Trump, en especial para naciones como México y Canadá.
“Por supuesto que tiene un gran impacto. Nosotros estamos invirtiendo mucho en México en la industria vinculada al acero. Tiene un impacto especialmente para la industria automotriz de México. Así que estamos siguiendo esta agenda y trabajando muy cerca con el gobierno mexicano. Somos optimistas acerca de que, al final, (los aranceles) no sean aplicados, porque en caso contrario no sería una situación de win-win para todos. Estamos siguiendo el tema muy atentamente”, indicó Markous para luego explayarse sobre el potencial de la Argentina para convertirse en un jugador relevante del mercado de exportación de petróleo en los próximos cinco años.
Ricardo Markous durante la mesa redonda organizada este jueves en el CERAWeek.
Energía
“En Argentina tuvimos muchas crisis, algunas de ellas vinculadas a energía. Tuvimos muchas malas políticas, se congelaron las tarifas (de gas y electricidad), la gente llegó a pagar el 20% del costo. El nuevo gobierno (de Javier Milei) trató de resolver esa realidad”, afirmó el CEO de Tecpetrol, que este año anunció el lanzamiento del desarrollo comercial de Los Toldos II, un nuevo bloque de shale oil en Vaca Muerta, donde prevé invertir US$ 2500 millones en los próximos años.
“Gracias a Dios tenemos a Vaca Muerta y ahora estamos desbloqueando ese potencial. En los 90’ desarrollando gasoductos para integrarnos con Brasil, Chile, Bolivia y Uruguay. Ahora estamos reutilizándolos para exportar gas natural de Vaca Muerta hacia esos países. Hoy en día producimos 750.000 barriles diarios de petróleo (bbl/d), proyectamos obtener 1,5 millones barriles a fines de década”, concluyó.
HOUSTON.- El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó en la mañana de este jueves desde esta ciudad que la petrolera controlada por el Estado argentino se desprenderá de todos sus yacimientos convencionales en el país para concentrar su inversión a partir de 2026 únicamente en el desarrollo de áreas no convencionales. La compañía avanzó este año con la desinversión de 55 campos maduros bajo el paraguas del proyecto Andes que propició la venta de bloques en Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut.
La iniciativa preveía también el traspaso de bloques en Santa Cruz y Tierra del Fuego. La salida de esos campos se concretará en las próximas semanas, pero en esos casos se avanzará con una reversión directa a las provincias. En Santa Cruz, los bloques pasarán a estar en manos de Fomicruz, que buscará reconcesionarlas hacia mediados de 2025.
Horacio Marín habló hoy en el Club del Petróleo fuente a 180 directivos de la industria petrolera.
Lo novedoso que adelantó Marín es que YPF buscará desprenderse este año de todos sus yacimientos convencionales. Son cerca de otros 50 bloques hidrocarburíferos. En esa clave, esta semana se comunicó internamente al staff de la unidad del Golfo San Jorge que la compañía buscará vender Manantiales Behr, el único bloque que le quedaba en Chubut. Según fuentes privadas consultadas por EconoJournal, por ese campo, que existe interés de varias compañías como Pecom, Capsa y Crown Point, entre otras. “A partir de 2026 queremos concentrarnos únicamente en Vaca Muerta”, destacó Marín en un evento organizado por el IAPG Houston en el Club del Petróleo de Houstoun, en el piso 35 de la torre de TotalEnergies en el centro de Houston.
Vaca Muerta
“El traspaso de campos maduros es un proceso gigante, el primero que se lleva adelante desde la reforma constitucional de 1994. Santa Cruz y Tierra del Fuego van a ser el leading case (caso testigo, en inglés) que de ahora en más apliquen las empresas cuando quieran quieren devolver áreas a las provincias, en especial cuando los pasivos son más altos que los activos como nos pasó a nosotros. En Tierra del Fuego, hicimos una licitación y nos pidieron la hermana, la tía, el scalextric y encima poner plata encima (sic). Lo que marca eso es que cuando salimos tarde (de las áreas), eso no se puede hacer. Entonces, estamos negociando con las provincias para hacer lo que hay que hacer, que es abonar los pozos secos y revertir”, explicó el CEO de YPF.
YPF cerró con la gobernación de Neuquén, a cargo de Rolando Figueroa, el otorgamiento de cuatro nuevas concesiones no convencionales (CENCH) en Vaca Muerta, donde comprometió inversiones por cerca de US$ 20.000 millones en las próximas décadas.
El Gobierno Nacional oficializó este jueves un plan de regularización de deudas que las distribuidoras y cooperativas eléctricas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). A través del DNU 186/25, se les otorga un plazo de gracia de hasta 12 meses y 72 cuotas (6 años) a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación, que es la que suele utilizarse como referencia en el mercado eléctrico. Además, se implementará un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en el 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.
La Secretaría de Energía informó a través de un comunicado que este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, sino serán multadas y perderán el beneficio. “También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red”, anticipó el gobierno.
El gobierno busca que con esta medida las distribuidoras y cooperativas regularicen su situación y puedan convertirse en sujetos de crédito para poder acceder a financiamiento e invertir en mejorar el sistema eléctrico. Además, el objetivo oficial es que celebren contratos de suministro de energía directamente con las generadoras privadas.
La deuda
Las distribuidoras habían comenzado a regularizar sus pagos luego de los aumentos de tarifas que se les otorgaron el año pasado, pero aún restaba regularizar el stock que hacia fines del año pasado estaba en torno a los US$ 1100 millones.
Los peores índices de cobrabilidad se registraron en el primer trimestre de 2024. En enero de ese año Edesur y Edenor pagaron en promedio solo el 33,9% de su factura, en febrero apenas el 16,3% y en marzo 34,1%, pero a luego del fuerte aumento del Valor Agregado de Distribución que les otorgó el gobierno comenzaron a pagar el 100% de su factura.
Una situación similar se observó con las distribuidoras que operan en el interior de la provincia de Buenos Aires. EDEA había pagado en enero de 2024 el 1,9% de su factura, en febrero el 1,6% y en marzo el 12,7%. A partir del segundo trimestre, luego de que el gobierno de Axel Kicillof le otorgara un aumento tarifario, comenzó a normalizar parte de su deuda corriente al pagar un 50,3% en abril y un 100% en mayo. El mismo patrón se observó en los casos de Edelap, EDEN y EDES.
Varias de las cooperativas que operan en la provincia también habían comenzado a normalizar el pago de sus gastos corrientes con Cammesa. Las cooperativas de Zarate, Luján, Pergamino, Tandil, Necochea, Azul, Chacabuco y Salto son algunas de las que integran esa lista. Sin embargo, las cooperativas de Villa Gesell, 3 Arroyos, Mariano Moreno, y Las Flores seguían sin pagar a fines del año pasado.
Distribuidoras de otras provincias también comenzaron a pagar su factura luego de la recomposición tarifaria. Edesa de Salta no había llegado a pagar ni el 25% de su consumo en el primer trimestre de 2024 y luego regularizó sus pagos corrientes, habiendo quedado pendiente el tema de su deuda.
Es importante destacar que no todas habían dejado de pagar sus facturas. EPE de Córdoba, Energía Entre Ríos S.A., EJESA de Jujuy, EDESTE, EDEMSA y Cooperativa Godoy Cruz de Mendoza, Cooperativa Gaiman de Chubut, EMSA de Misiones, EPEN de Neuquén, Edersa de Río Negro, Energía San Juan S.A., EDESAL de San Luis, SPSE de Santa Cruz, EDESE de Santiago del Estero y EDET de Tucumán mantenían sus pagos al día. El artículo 8 del decreto publicado este jueves establece en esos casos un régimen especial de créditos, aunque todavía no se informaron mayores detalles.
Clear Petroleum, referente en servicios petroleros en la Cuenca del Golfo San Jorge, incorporó un nuevo equipo de Pulling CP-114 en Santa Cruz. “Este nuevo equipamiento refuerza la capacidad operativa en la región, a la vez que consolida el compromiso con la generación de empleo y el desarrollo de la industria hidrocarburífera”, destacaron desde la compañía.
En la actualidad, la firma cuenta con un total de 13 equipos de Pulling operativos en distintas áreas estratégicas. Con la puesta en marcha del CP-114 en Santa Cruz, se genera la incorporación de 17 nuevos trabajadores directos, reafirmando el impacto positivo de la empresa en la comunidad y su compromiso con la creación de empleo. La inversión en infraestructura y tecnología es una prioridad para la compañía que permite operar con altos estándares de eficiencia y seguridad, destacaron.
Franco Sánchez, gerente de Operaciones Torre de CLP, destacó la importancia de este nuevo equipo: “Con la incorporación del CP-114, seguimos creciendo y sumando más actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge. Este equipo nos permite continuar con el desarrollo y explotación de los campos maduros, fortaleciendo nuestra presencia en el sur del país. La meta es afianzarnos como una de las compañías de torre más importantes de la industria, brindando soluciones estratégicas para nuestros clientes y asegurando operaciones eficientes y seguras”.
Servicio de pulling
El servicio de pulling es esencial para el mantenimiento y optimización de la producción de petróleo y gas. Desde Clear Petroleum la intervención de pozos se realiza con equipos de torre ágiles y versátiles, permitiendo maniobras de reparación y mantenimiento mediante el movimiento de tuberías de producción y varillas de bombeo. Entre las tareas realizadas se incluyen cambios de bombas, estimulaciones y ensayos, contribuyendo a la eficiencia y prolongación de la vida útil de los pozos. Estos procedimientos aseguran el rendimiento óptimo de los pozos y permiten mantener los niveles de producción esperados, un factor clave para la industria petrolera.
El desafío principal para la empresa es mantener altos estándares de productividad y eficiencia. En este sentido, la confiabilidad y disponibilidad de dichos equipos es clave; asegurando operaciones libres de incidentes y accidentes. La disciplina operativa es un pilar fundamental. “Hacer las cosas bien siempre es nuestra premisa. Implementamos procedimientos y estándares de seguridad rigurosos para garantizar el éxito de cada operación”, afirman desde la empresa. La seguridad es un valor inquebrantable dentro de CLP, en este sentido, el cumplimiento de normas estrictas permite minimizar riesgos, cuidar a las personas, los activos y maximizar la eficiencia de cada intervención en los pozos.
Una visión a futuro
“Clear Petroleum se consolida como un aliado estratégico en la industria gracias a su constante búsqueda de la mejora continua y su compromiso con la innovación. La empresa no solo aporta soluciones técnicas avanzadas, sino que también apuesta por el desarrollo del talento humano. La capacitación y formación del personal son clave para garantizar la excelencia operativa y el crecimiento profesional dentro de la organización. Su infraestructura de primer nivel y su equipo altamente capacitado permiten garantizar servicios de calidad, con un enfoque centrado en la seguridad y la sostenibilidad”, remarcaron desde la empresa.
La implementación de nuevas tecnologías y la optimización de procesos continúan impulsando la expansión y consolidación de CLP en el sector. Además de su presencia en Santa Cruz, la compañía opera en distintas regiones del país, ofreciendo soluciones eficientes para el mantenimiento y optimización de pozos petroleros. Con sus equipos de workover, pulling y flushby logra una respuesta efectiva a las necesidades de los clientes en todas las cuencas, tanto en campos convencionales como en no convencionales donde también se encuentra trabajando el CP-104 en Vaca Muerta.
En la Cuenca del Golfo San Jorge, con la incorporación del CP-114 representa un paso más en el camino del crecimiento sostenido de la empresa, reafirmando su compromiso con el desarrollo de la actividad hidrocarburífera y la generación de empleo en la región. Con una visión a largo plazo, Clear Petroleum sigue fortaleciendo su posicionamiento en la industria, impulsando el desarrollo de la actividad y consolidándose como un referente en servicios de torre en Argentina.
HIMOINSA, la empresa que forma parte del grupo Yanmar y es un fabricante de soluciones de tecnología energética, presentó la serie HGY. Se tata de una nueva solución energética destinada a la generación de energía para proyectos de misión crítica. El evento para el lanzamiento de la nueva familia de generadores tuvo lugar en Madrid, que contó con la asistencia de unos 400 clientes y socios. La serie HGY incorpora motores Yanmar que van desde los 1250 kVA hasta los 3500 kVA (con planes futuros de llegar hasta los 4000 kVA). Entre ellos se incluye la familia de motores GY175L, con múltiples modelos de 12 y 16 cilindros y el futuro desarrollo de motores de 20 cilindros, todos ellos con control electrónico.
En términos de sostenibilidad, la serie HGY se ha configurado con gran meticulosidad para ser compatible con la futura incorporación de combustibles alternativos como el HVO, el gas y el hidrógeno. Se trata de un paso importante hacia la responsabilidad medioambiental y ayudará a los usuarios finales en su estrategia para alcanzar las cero emisiones netas, según informaron.
Generadores
Los generadores HGY están equipados con sistemas de postratamiento de gases para cumplir con las normativas europeas, alemanas y británicas para plantas de combustión media que operen más de 300 o 500 horas. La nueva serie incluye una versión con certificación EPA Tier 2 para aplicaciones de emergencia en Estados Unidos, así como el cumplimiento de las normativas NEA en Singapur.
Esta nueva familia de productos se ha diseñado para garantizar la reducción de emisiones, e HIMOINSA proporcionará la Declaración Ambiental de Producto (EPD) para ofrecer información exhaustiva sobre el impacto medioambiental del producto durante todas las etapas de su ciclo de vida. De este modo, se ayuda a los clientes a tomar decisiones de compra más sostenibles y a implementar estrategias bajas en carbono.
«La nueva serie HGY marca el inicio de un nuevo capítulo en la historia de la generación de energía crítica —afirmó Francisco Gracia, presidente y CEO de HIMOINSA—. Los equipos de diseño e ingeniería de HIMOINSA y Yanmar han trabajado en estrecha colaboración con nuestros proveedores y clientes para desarrollar una solución innovadora que dé respuesta a la clara demanda de soluciones energéticas integrales, eficientes y de bajas emisiones».
Gracia enfatizó, además, que el lanzamiento de la serie HGY es un gran paso hacia delante para reforzar el crecimiento de HIMOINSA en el mercado global.
Capacidad industrial
Este nuevo desarrollo ha generado un aumento significativo en la capacidad industrial de ambas empresas, gracias a la introducción de una nueva línea de producción para el motor Yanmar GY en la fábrica de Amagasaki (Japón) y al establecimiento de un nuevo centro de producción de HIMOINSA en España. Esta nueva instalación para soluciones energéticas tiene un área de 17 000 m2 y una capacidad productiva de 1000 unidades de generadores anuales.
La serie HGY incluye generadores con diversas potencias de salida para distintas aplicaciones, incluyendo las de emergencia (ESP), en continuo (PRP), energía para centros de datos (DCP), COP y LTP. De este modo, se garantiza una solución óptima para centros de atención sanitaria, centros de datos, capacity markets y otros sectores de misión crítica.
Motor GY Yanmar
Yanmar cuenta con más de 100 años de experiencia en el desarrollo de tecnologías para motores fiables que hacen un uso eficiente del combustible para las industrias de la generación de energía y de equipos marinos y de construcción. La familia de motores GY utiliza tecnologías probadas que se basan en los renombrados motores marinos de Yanmar, conocidos internacionalmente por su fiabilidad.
«Los clientes del segmento de la energía crítica pueden confiar en la tecnología de nuestros motores y tener la seguridad de que les proporcionaremos lo que necesitan. Hemos trabajado en estrecha colaboración con el equipo de ingeniería de HIMOINSA y aprovechado su experiencia en el mercado de la generación de energía para crear una solución de motores que encaje a la perfección con las necesidades de los clientes del sector de la energía crítica», explicó Masaru Hirose, director general del área de Productos de Gran Potencia de YANMAR POWER TECHNOLOGY CO., LTD.
La GY es una nueva familia de motores de altas revoluciones con sistema de inyección «common rail». Combina la tecnología de combustión única de los motores de altas revoluciones con la fiabilidad de los motores de bajas revoluciones, garantizando así un alto rendimiento y eficiencia. Esta tecnología es compatible con el funcionamiento en condiciones extremas, una huella de carbono reducida, múltiples posibilidades de combustibles y bajas emisiones.
Sistemas de inyección de combustible «common rail» y bomba de alta presión: Genera una presión de inyección de hasta 2200 bar para una máxima eficiencia y optimiza la curva de presión de combustión mediante inyecciones múltiples.
Alta densidad de potencia: La serie HGY ofrece un rendimiento excepcional en términos de emisiones y densidad de potencia (hasta 37,9 kWm/L). Una alta densidad de potencia específica reduce la huella de carbono y supone un gran impacto sobre la huella de carbono total durante su vida útil.
Prototipo de cilindro único: El diseño de la cabeza del pistón y el análisis de fluidos son clave para la eficiencia y el rendimiento del motor. Yanmar ha invertido cientos de horas de ingeniería en esta etapa del desarrollo.
Rápida respuesta: La inyección de combustible supone una diferencia enorme en las aplicaciones de generación de energía en las que la velocidad de respuesta es vital. La ECU es capaz de reaccionar a cambios repentinos de la velocidad en cuestión de milisegundos. El motor arranca en menos de 8 segundos. Este motor funciona dentro de las condiciones de clase de la ISO8528-5 G3.
Unidad de control del motor (ECU) intuitiva: La ECU incluye varios parámetros físicos para un control óptimo del sistema de inyección. El sistema de control incluye un práctico e intuitivo software de diagnóstico integrado que permite la monitorización remota del motor y el generador.
Consumo de combustible
“La eficiencia es el principal objetivo de HIMOINSA y Yanmar, y los generadores HGY se han diseñado para garantizar un consumo de combustible óptimo. Esto se logra mediante un nuevo sistema de inyección de combustible de alta presión «common rail», el diseño de sus pistones y su alta densidad de potencia. Centrarnos de este modo en la eficiencia se traduce en un ahorro de costes, reducción de emisiones y una gran autonomía, convirtiendo la serie HGY en uno de los productos más eficientes y competitivos del mercado”, remarcaron desde la compañía.
Funcionalidad e intervalos de mantenimiento ampliados
El mantenimiento y la accesibilidad sencillos son aspectos que se han considerado desde el inicio del desarrollo del nuevo producto. Todas las piezas fungibles del motor, como el combustible, los filtros de aire y el punto de llenado de aceite, se encuentran cómodamente ubicadas en un mismo lado.
La mayoría de las piezas son compatibles con diversas versiones y modelos del motor. El objetivo es garantizar una reducción del stock de recambios de nuestros clientes para que puedan compartir componentes comunes como filtros de combustible, bombas de combustible, inyectores, etc. Este sofisticado diseño modular logra un mantenimiento del motor más eficiente, un inventario de recambios reducido y una formación técnica simplificada.
La serie HGY ofrece intervalos de mantenimiento ampliados. Presenta un intervalo de puesta a punto parcial de 10 000 horas y un intervalo de puesta a punto completa de hasta 30 000 horas para un funcionamiento sin interrupciones.
HIMOINSA ofrece una plataforma de gestión que permite la monitorización remota, el control y el mantenimiento de los generadores. La plataforma de esta solución exhaustiva proporciona un seguimiento en tiempo real de los parámetros críticos, alertas automáticas en caso de fallo o anomalía y herramientas para la planificación proactiva del mantenimiento, todo ello con el objetivo de maximizar la eficiencia operativa y minimizar los tiempos de inactividad.
Además, presenta opciones de informes y análisis de datos avanzados para fomentar la toma de decisiones informada y garantizar un rendimiento óptimo de los generadores en todas las ubicaciones. Nuestros clientes podrán beneficiarse notablemente de esta plataforma accediendo a todos los datos mediante la API.
HOUSTON.-La última encuesta realizada por Bain & Company, la compañía estadounidense dedicada a la consultoría de gestión estratégica de proyectos de infraestructura con presencia en más de 40 países, reflejó la transformación que registró el sector energético en el último tiempo. Diego García, socio de la consultora y líder de Oil & Gas para Latinoamérica, destacó que la percepción de los ejecutivos de la industria respecto a la transición energética cambió de manera significativa en los últimos tres años en función de los cambios de la economía global y del escenario geopolítico. En esa línea, mostró que, si bien existe consenso sobre la necesidad de avanzar hacia una matriz energética más limpia, diversos factores como el costo de la energía y la rentabilidad de las inversiones han llevado a que los plazos para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas se extiendan, desde la óptica de la mayoría de los líderes del sector, desde 2050 a 2070.
En diálogo con EconoJournal en el CERAWeek, García también dio cuenta de las cuestiones a las que deberá prestarle atención la Argentina a fin de aprovechar la ventana de oportunidad que ofrece el desarrollo de Vaca Muerta y poder competir contra Estados Unidos. En base a esto reparó en la necesidad de acelerar las inversiones que apalanquen el crecimiento del sector y aseguró: «Para desarrollar el potencial de Oil&Gas que tiene la Argentina no alcanza el mercado local, hay que conectarnos con el mundo. Tanto para el petróleo como para el gas necesitamos traer las mejores tecnologías para explotar la roca que tenemos«.
Diego García, socio de Bain & Company
Desde Bain & Company realizaron un relevamiento sobre la percepción de los referentes de la industria a nivel global respecto a temas centrales sobre la agenda energética como es la transición energética. A la salida de la pandemia parecía que estas cuestiones avanzaban a gran velocidad. Pero luego, tras la guerra entre Rusia y Ucrania, se empezaron a ralentizar. ¿Qué análisis realizan de este escenario?
–Nosotros todos los años hacemos una encuesta a un grupo grande de directivos globales de todas las regiones y las industrias de energía y recursos naturales, principalmente de Oil&Gas, renovables, utilities y generación de energía eléctrica. En esta oportunidad, observamos un cambio drástico alineado con lo que está ocurriendo geopolíticamente. Los ejecutivos ven un poco más lejos el objetivo de alcanzar el net zero. Se trata de una bajada de la realidad, una aceptación de que estas metas que antes estaban proyectadas para 2050 se alcanzarían en 2070. La trayectoria sigue siendo esa. Creo que nadie niega la necesidad de hacer una transición y de cambiar la matriz energética que tenemos respecto a los hidrocarburos, pero sí hacerlo a una velocidad que tenga sentido y que no trabe otras cuestiones. Principalmente, el tema del costo de la energía, y la capacidad que tiene la energía para transformar a las economías y a las sociedades y dar los retornos para que el capital fluya y genere las infraestructuras y las inversiones que hay que hacer. Creo que ese es el gran cambio.
Otro de los temas que observábamos es que la gran traba para avanzar en la transición en general es la capacidad de los consumidores de pagar por eso. Todos queremos tener energía renovable, queremos cargar biocombustibles, pero cuando te dicen que esto vale 30%, 40%, 50% más, todo el mundo dice que no quiere pagarlo.
A su vez, vimos que creció la búsqueda de los inversores de retornos sobre la inversión. Se observa que los ejecutivos están analizando los márgenes que dan los proyectos y que el portfolio de activos tenga el rendimiento que el board indique. Analizan cuál será el retorno sobre inversión. Antes había compañías que dedicaban una cantidad de capital determinada, siendo un poco menos rigurosas al momento de evaluar el retorno sobre la inversión.
La presentación de Mike Wirth, CEO de Chevron, fue en esa dirección. El objetivo es tratar de que el porfolio de activos de la compañía tenga el rendimiento que el board le indique.
–Exactamente. Le preguntaron si iba a crecer y su respuesta fue que el propósito era estabilizar un plateau de producción que sea el óptimo para dar el mejor retorno de inversión.
¿Esa es una tendencia general?
–Sí, pero esto no quiere decir que no sigan buscando proyectos vinculados a la transición energética. La encuesta que realizamos arrojó que hay tres lugares que siguen estando más robustos. Uno es el ‘Carbon Capturing’ (captura de carbono), que siempre está muy asociado a los hidrocarburos. Otro es energías renovables. Esto es así porque ya se comenzó a avanzar en la curva de experiencia, en los costos. Hay proyectos que son competitivos económicamente y cada una de estas energías tiene su ventaja.
Y el tercer lugar lo ocupan los combustibles renovables, principalmente los basados en bios, porque están más cerca de ser competitivos y además de eso, porque no hay que hacer todas las inversiones en infraestructura que se tendrían que hacer para otras tecnologías. Los bios se mezclan con los combustibles fósiles y seguimos usando los mismos autos, los mismos surtidores.
¿Observa que esa mejora en la curva de costos que se registra en las renovables se puede replicar en los biocombustibles?
–Nosotros estudiamos mucho el sector de biocombustibles. Hay varias cosas que pueden cambiar. En el largo plazo hay algunas hipótesis que marcan que los combustibles sintéticos pueden llegar a ser competitivos, pero después de 2050. Antes de eso no creemos que suceda. Pero respecto a los basados en bios, creo que hay cosas que pueden cambiar. Primero, lo que llamamos cultivos rotacionales. Toda la agricultura se dedicó a ponerle ‘más proteína’, más ‘alimento’ a los cultivos y no a priorizar la producción de aceite. Cuando uno toma algunos cultivos observa, por ejemplo, que la soja produce un 20% de aceite. Otros como la carinata, camelina, o mismo la canola, poseen entre 40% y 50% de aceite. Y además son rotacionales. Esto permite hacer un ciclo corto en el momento en el cual no se está rotacionando.
¿Y a cuantos años vista está esta tecnología de tener probada su operatividad o competitividad?
–Hoy en la Argentina ya estamos produciendo los tres, camelina, carinata y canola.
¿En bios se está produciendo alguno?
–No, en Argentina no. Hay proyectos de combustibles renovables que no son de biodiésel o etanol pero en Estados Unidos y en Europa. En América Latina no hay ninguno. Hay iniciativas en la Argentina y Brasil. El país vecino está avanzando muy fuerte. Ellos pusieron una regulación interna de usar SAF (combustible de aviación sostenible) y HVO (aceite vegetal hidrotratado).
¿Cuánto de esta búsqueda por tener un retorno importante de la inversión tiene que ver con el encarecimiento de los costos en dólares que se está viendo a nivel global? ¿Y con la necesidad de la industria hidrocarburífera de competir contra otras industrias tecnológicas en términos de rentabilidad?
–Hay una preocupación súper alta respecto a los proyectos de capital y los aumentos de costos. Dos tercios de las personas a las que entrevistamos está observando por lo menos entre un 5 y 10% de aumento en los costos. Frente a esto, vemos cada vez más demanda para reconceptualizar los proyectos para que el capital invertido no tenga nada más ni nada menos que lo que se necesite para hacerlo, además de trabajar sobre algunas otras palancas. Otro de los temas está en mirar el portafolio completo de proyectos. Hay muchos que están llevando a cabo un high grading (alta calificación) de las iniciativas analizando la perspectiva de capital, con tasas altas, con el capital más caro, para quedarse con los proyectos más propicios.
Respecto a la tecnología, observamos que las compañías vienen invirtiendo muchísimo en ese segmento. Las tecnologías son de dos tipos. Unas sirven para traer un nuevo tipo de energía, para hacer proyectos de renovables por ejemplo y otras son las que se utilizan en las operaciones de las empresas.
Está habiendo un cambio y esto se ve cada vez más con la inteligencia artificial o la generativa para bajar los costos.
¿Esa es una tendencia que es transversal a la industria?
–Completamente. Y cada vez hay más interés porque la aceleración en la cual se implementan esas tecnologías es buenísima.
La Argentina, muchas veces, se ubica detrás en la agenda de lo que pasa a nivel global. En base a los datos que recabaron con esta encuesta, ¿a qué aspectos se le debería prestar atención desde el país?
–A todos. La Argentina estuvo por un largo periodo de tiempo más preocupada por lo que pasaba internamente. Ahora necesitamos empezar a conectarnos mucho más. Para desarrollar el potencial de Oil&Gas que tiene el país no alcanza el mercado local, hay que conectarnos con el mundo, lo dijo Daniel González. Tanto para el petróleo como para el gas necesitamos traer las mejores tecnologías para explotar la roca que tenemos. Deberíamos estar compitiendo contra Permian. Y no somos exentos de que los proyectos sean más caros. Es al revés, la Argentina tiene un riesgo de amplificar esa inflación porque no tenemos una industria profunda de EPC (Ingeniería, Adquisiciones y Construcción), y no tenemos la mano de obra que necesitamos.
Nosotros hicimos un estudio hace un tiempo en el que miramos el GAP (evaluación del desempeño real de una empresa) de mano de obra en toda la región para proyectos de minería, oil & gas, infraestructura, energía, y observamos que en los próximos años se va a intensificar muchísimo. La Argentina tiene un desafío en eso. Parece loco porque tenemos un desempleo muy grande, pero las personas para trabajar en estos proyectos tienen que estar muy capacitadas. Con lo cual, deberíamos estar muy atentos y ocupándonos de cómo acelerar la inversión en tecnología.
Hay cierta preocupación por el tipo de cambio apreciado. Pero lo que nadie está viendo es que cuando tenés un tipo de cambio apreciado es positivo para hacer inversiones. Deberíamos estar pensando en cómo hacemos en este momento todas las inversiones, las plantas de energía, de fertilizantes, las terminales de exportación, y evaluar la posibilidad de expandir nuestra capacidad nuclear.
Una mina de cobre, en su pico, va a demandar 10.000 personas trabajando. Por eso deberíamos ocuparnos de esa agenda.
Respecto a las conclusiones que dejaron los resultados de la encuesta que realizaron, ¿qué aspectos remarcaría?
–Que estamos en un periodo de cambio, pero no de cambio de dirección sino de cambio de velocidad y de paradigma sobre cómo vamos a llegar a la transición. Esto hace que tengamos que repensar varias cosas especialmente cómo hacemos que esa necesidad de transición y de ser sustentables se encaje con el affordability, reliability del sistema. Eso requiere de mucho trabajo, de empresas innovadoras, de tecnología y de que pensemos en los cuellos de botella, en los proyectos y en todos los ángulos para hacerlo lo más robusto posible.
La industria química y petroquímica argentina continúa avanzando en su compromiso con la sostenibilidad, la eficiencia y la seguridad. A través de su constante innovación y desarrollo de soluciones fundamentales para la vida cotidiana, este sector clave demuestra su capacidad de adaptación y mejora continua. En este sentido, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) dio a conocer los indicadores de desempeño de las empresas adheridas al Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) correspondientes al año 2024 vs. el 2023. El informe sobre estos indicadores lo lleva adelante la CIQyP® desde el año 2012.
Principales resultados obtenidos en 2024 vs. 2023
En 2024, la industria química y petroquímica argentina logró una importante reducción del 6,32% en las emisiones de dióxido de carbono (CO₂), lo que refleja los esfuerzos por optimizar los procesos productivos y adoptar tecnologías más limpias. Este resultado es fruto de una mejora continua en la eficiencia de las operaciones, así como de la implementación de nuevos métodos de producción más sostenibles.
El sector experimentó una disminución del 61,41% en el consumo total de combustible líquido, un indicador clave de la transición hacia fuentes de energía más limpias y eficientes. Este indicador es clave para monitorear la eficiencia energética y el cumplimiento de metas de reducción de emisiones relacionadas con la quema de combustibles fósiles líquidos. Por lo tanto, su monitoreo constante y completo permitirá tomar decisiones estratégicas en favor de la sustentabilidad operativa.
La seguridad de los trabajadores y la prevención de incidentes ambientales continúan siendo una prioridad para la industria. En 2024, se registró una mejora significativa del 24,87% en la reducción de accidentes e incidentes ambientales, lo que destaca el compromiso de las empresas del sector con la seguridad y el bienestar de sus empleados, así como con la protección del medio ambiente. Estos resultados son el fruto de la implementación de estrictos protocolos de seguridad mediante los requerimientos del PCRMA® y la constante capacitación del personal en materia de prevención de riesgos.
En este sentido, se registró una disminución del 28,16% en el consumo de agua de formulación en comparación con el período anterior. Este resultado refleja el compromiso de la industria química y petroquímica por mejorar la eficiencia en el uso de agua en los procesos productivos, mediante el diseño e implementación de tecnologías y la optimización de los procesos.
Las empresas asociadas al Programa tuvieron un aumento del 8,23% en la producción en toneladas, lo que demuestra que es posible lograr un crecimiento sostenible sin comprometer los estándares ambientales. Este incremento es resultado de la mejora en la eficiencia de los procesos, el uso de tecnologías avanzadas y la adopción de mejores prácticas en el ámbito de la producción química y petroquímica.
Un logro destacado de 2024 fue el aumento de 2,4 veces en el reúso y reciclaje de materiales, lo que subraya la transición hacia un modelo productivo circular. Este avance es clave para reducir la generación de residuos y maximizar el aprovechamiento de los recursos dentro del proceso productivo, alineándose con los principios de la economía circular y contribuyendo a la reducción de la huella de la industria.
En 2024, el sector también experimentó un aumento de 1,25 veces en la utilización de combustible gaseoso, destacándose por una mayor eficiencia en las calderas y un incremento general en las actividades operativas y a su vez, refleja una mayor adopción de fuentes de energía más limpias y eficientes. Este crecimiento también está influenciado por variabilidades en las operaciones de planta y por cambios en los volúmenes de producción y sitios de operación.
“Los resultados obtenidos en 2024 denotan el esfuerzo y compromiso de la industria química y petroquímica argentina por seguir en el avance hacia un modelo productivo más sostenible y responsable. Desde la CIQyP® seguimos trabajando para fortalecer la implementación del PCRMA®, entre más empresas de nuestra cadena de valor, apoyando a estas en su camino hacia una mayor responsabilidad y sostenibilidad”,destacó el Ing. Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
El PCRMA® es una iniciativa de adhesión voluntaria con un alto compromiso con el I+D+i y el desarrollo sustentable, por esto, la industria busca promover la gestión responsable de los riesgos ambientales, la salud ocupacional y la seguridad en las empresas del sector químico y petroquímico, tanto en sus espacios de trabajo como en las comunidades en las que están insertas, según informaron.
A través de este Programa, las empresas no solo cumplen con los requisitos normativos, sino que además impulsan mejoras sustanciales en sus procesos, trabajando en la reducción de su huella ambiental y en la mejora de las condiciones laborales.
Compromiso con el desarrollo sostenible y la mejora continua
El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) sigue siendo una herramienta fundamental para la industria química y petroquímica argentina. A través de este programa, las empresas adheridas continúan evaluando, midiendo y mejorando su desempeño ambiental y social, con el objetivo de reducir el impacto de sus operaciones y contribuir al desarrollo sostenible del país. Actualmente, 84 empresas y 103 sitiosadheridos, que realizan actividades de producción, comercialización, transporte y/o tratamiento de productos químicos y petroquímicos.
El Programa impulsa la mejora continua por medio de un Sistema de Buenas Prácticas de Proceso en las temáticas indicadas y considera aspectos de las normas internacionales (por caso ISO, OSHA) incluyendo puntos referentes a la seguridad patrimonial. El Programa está acreditado ante el Organismo Argentino de Acreditación (OAA) -a través de Det Norske Veritas Global bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015 -esquema tipo 6- para la evaluación de la conformidad de productos (Industria y Transporte), la cual proporciona directrices para estructurar y operar
Los requisitos incluyen auditorías, autoevaluaciones y reportes de desempeño, garantizando que las empresas contribuyan al desarrollo sostenible mientras cumplen altos estándares de calidad, seguridad y responsabilidad ambiental.
Los avances logrados en 2024 demuestran el firme compromiso del sector químico y petroquímico de Argentina con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas y con las políticas globales de reducción de emisiones y eficiencia energética. Además, las empresas adheridas al PCRMA® continúan colaborando activamente con la CIQyP® en la implementación de soluciones innovadoras, optimizando sus procesos productivos y adoptando tecnologías de vanguardia que permiten cumplir con los estándares internacionales más exigentes en materia ambiental y de seguridad.
Como consecuencia de la inundación que sufrió la planta de Cerri, ubicada cerca de Bahía Blanca, el volumen de gas transportado por el gasoducto Neuba II se redujo el viernes 7 de marzo de 31,7 a 17,7 millones de m3, un 44%, según cifras oficiales del Enargas. Debido a ese derrumbe, y para preservar la demanda residencial, CAMMESA ordenó a una serie de generadoras eléctricas dejar de operar a gas y comenzar a hacerlo con combustibles líquidos. Fue por eso que la demanda de gas de las usinas cayó de 66,1 a 30,1 millones entre el jueves y el sábado, un 55%.
El complejo gasífero Cerri dejó de operar el viernes por la inundación.
La fuerte reducción del gas transportado por el Neuba II (unos 14 millones de m3 menos) fue compensada parcialmente por una mayor inyección en el través del Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) que sumó 5 millones de m3 al pasar de 18,6 a 23,6 millones, un 11,1% más.
Los últimos datos oficiales disponibles son del domingo 9 de marzo y ya muestran una recuperación del gas transportado a través del Neuba II que ese día trepó a 25,8 millones de m3. No obstante, los especialistas consultados por EconoJournal aseguraron que van a pasar un par de semanas hasta que se normalice la situación.
“Las válvulas que quedaron sumergidas, hay que sacarlas y limpiarlas. Además, muchas de esas válvulas funcionan con componentes electrónicos y cuando se inundan hay que cambiar las plaquetas y no siempre hay stock disponible”, aseguró una de las fuentes.
La información de inyección por gasoducto permite ver que el viernes el volumen de Neuba II se derrumbó de 31,7 a 17,7 millones de m3 de gas.
Los datos muestran que no todo el gas de Neuba II que pasa por Bahía Blanca se vio afectado. Parte del volumen proveniente del sur de la Patagonia y de Vaca Muerta pudo sortear la inundación y seguir su curso hacia el resto de la provincia de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y otras zonas del centro y este del país.
Lo que sí se interrumpieron fueron las tareas de separación y fraccionamiento de líquidos que se llevan adelante en Cerri, la planta operada por Transportadora Gas del Sur, porque las instalaciones quedaron sumergidas bajo el agua. Allí se extraen componentes como etano, propano y butano y luego se reinyecta el gas metano restante en el sistema de transporte para su distribución a hogares e industrias. No obstante, el gas puede transportarse directamente sin ese tratamiento y es lo que a veces genera que tenga un color más amarillo cuando se observa la hornalla.
El rol de CAMMESA
Frente a la restricción parcial de la oferta, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) jugó un papel clave porque ordenó a varias usinas dejar de demandar gas y operar con combustibles líquidos, como gasoil o fueloil, lo cual tiene un costo mayor para el sistema en términos económicos, pero permitió garantizar el abastecimiento de la demanda de los hogares. La demanda de las usinas cayó entre el jueves 6 y el sábado 8 de marzo de 66,1 a 30,1 millones de m3.
El gráfico de Enargas también permite observar una disminución de la demanda de las industrias que pasó de 36,6 a 27,1 millones de m3. Esa baja respondió fundamentalmente a la paralización del complejo industrial de Bahía Blanca, como Profertil que tuvo que interrumpir su producción. No es porque la secretaría de Energía haya ordenado cortarle el suministro a las industrias.
La línea violeta permite ver el derrumbe de la demanda de gas por parte de las generadoras eléctricas.
HOUSTON. -“Al mismo precio que obtuvo uno de nuestros colegas (en referencia a ExxonMobil, que obtuvo cerca de US$ 2000 millones por desprenderse de sus áreas en Vaca Muerta), estamos listos para desinvertir nuestra licencia para producir shale oil en la Argentina”, afirmo Patrick Pouyanné, CEO global de TotalEnergies y uno de los empresarios petroleros más poderosos del planeta, este martes en diálogo con Bloomberg desde el CERAWeek, la conferencia internacional de energía más importante del planeta, que se realiza esta semana en esta ciudad.
Pouyanné está a pocas semanas de tener una idea concreta acerca de cuánto están dispuestos a ofrecer las compañías petroleras por La Escalonada y Rincón de la Ceniza, las dos concesiones de producción que opera la compañía francesa al norte de la provincia de Neuquén. El banco Jefferies, el mismo que llevó adelante la venta de los campos de ExxonMobil y está a cargo del proceso de testeo de mercado que puso en marcha TotalEnergies, tal como adelantó EconoJournal en enero, recibirá a finales de marzo o principios de abril las primeras propuestas económicas de las compañías interesadas en esos dos activos, según indicaron a EconoJournal cuatro fuentes privadas sin contacto entre sí.
Patrick Pouyanné, CEO global de TotalEnergies y uno de los empresarios petroleros más poderosos del planeta.
Desde TotalEnergies evitaron realizar comentarios a la consulta de este medio. La compañía europea es la major con más historia en la industria hidrocarburífera de la Argentina. Es el segundo productor de gas del país, con operaciones offshore en la cuenca Austral y desarrollo de gas no convencional en Aguada Pichana Este, en Neuquén. De hecho, acaba de liderar una inversión por más de US$ 700 millones para desarrollar Fénix, un proyecto offshore al sur del país e invirtió casi US$ 200 millones en proyectos de eficiencia y electrificación en Neuquén, donde lleva produciendo gas desde hace más de tres décadas. Los activos en Austral y la cuenca Neuquina no están incluidos en el proceso que lidera Jefferies.
No vinculantes
Las ofertas que recibirá el banco por La Escalonada y Rincón de la Ceniza tendrán carácter no vinculante (no bidding offers, en inglés). De acuerdo al relevamiento realizado por este medio, las petroleras controladas por accionistas argentinos —como Vista, Tecpetrol, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, YPF y Pluspetrol— participarán del proceso. Es poco probable que empresas majors internacionales —como Shell, que es socio no operador de TotalEnergies en La Escalonada y Rincón de la Ceniza, con un 45% del capital accionario de los bloques y por ese motivo posee un derecho de preferencia o first refusal (RoFR, por sus siglas en inglés) para comprar las áreas, y Chevron— participen activamente del proceso de venta.
Resta saber si compañías independientes, como por ejemplo Harbour Energy y Geopark, entre otras, presentan propuestas. “La Argentina estaba muy barata hace algunos años, pero ahora está excesivamente cara”, indicó Gustavo Baquero, vicepresidente ejecutivo de Harbour, este martes en el CERAWeek. Sin embargo, fuentes cercanas a la compañía no descartaron que puedan tener interés en los activos de TotalEnergies.
Pouyanné está a pocas semanas de tener una idea concreta acerca de cuánto están dispuestos a ofrecer las compañías petroleras por La Escalonada y Rincón de la Ceniza.
La cotización de venta de los dos bloques es una preocupación compartida por la mayoría de las empresas, que quieren evitar que les suceda lo mismo que en el proceso de ExxonMobil, cuando cayeron en una carrera de precios que llevó la cifra por los siete bloques que poseía la petrolera norteamericana a más de US$ 2000 millones. “No es el mismo contexto que el año pasado. Los costos de la industria petrolera se han incrementado en dólares, el Brent parece ir a la baja y da la sensación que el costo de financiamiento se encarecerá por la guerra comercial que impulsa (Donald) Trump”, analizó el gerente de una petrolera local, que pidió la reserva de nombre. “No veo los mismos precios que el año pasado”, agregó. Habrá que ver si es una manifestación de deseo o una realidad. En pocas semanas habrá certezas más claras para poder despejar ese interrogante.
Misma hoja de ruta
El banco Jefferies parece estar siguiendo la misma hoja de ruta que desplegó con ExxonMobil: inició el proceso con una llamada a ofertas no vinculantes para setear una base de precios y luego realizó una segunda ronda con ofertas en concreto. Luego, eligió a las dos o tres mejores y cerró el precio final de venta con una subasta entre esos jugadores.
Allegados a TotalEnergies indicaron que la compañía francesa no está desesperada por desprenderse de sus activos en la ventana de shale oil de Vaca Muerta. De hecho, está terminando de cerrar un proyecto de desarrollo para producir un plateau de 75.000 barriles por día (bbl/d) en un plazo de dos o tres años. La Escalonada es, en ese sentido, un área codiciada por el mercado. Por dos motivos: primero, porque se ubica lindera a Bajo del Choique, el campo más atractivo de ExxonMobil. Segundo, porque algunos de los pozos perforados en el bloque, que se extiende por la ventana de petróleo pero también tiene potencial para producir gas condensado, fueron de los más productivos de los perforados en Vaca Muerta. Por eso, no sería extraño que si las ofertas no vinculantes que reciba Jefferies en este primer llamado no son tan competitivas como pretende TotalEnergies, el proceso se diluya en poco tiempo. “Es un testeo de mercado, algo que las empresas petroleras hacen todo el tiempo. Y surgió más a propuesta de Jefferies a partir del éxito que tuvo en el proceso de venta de ExxonMobil, que de una voluntad de TotalEnergies. Para las empresas internacionales, que desde hace años tienen dividendos atrapados en la Argentina, quizás sea momento de hacer un cash out (una salida a cambio de dinero) para recuperar parte de ese dinero”, analizó un consultor de la industria petrolera.
El viceministrode Energía y Minería, Daniel Gonzalez, ratificó que el gobierno de Javier Milei piensa en levantar los controles de cambio antes de que finalice el año. En materia energética, el hombre de confianza del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, vaticinó que la Argentina comenzará a exportar Gas Natural Licuado (GNL) dentro de dos años durante una sesión especial sobre la transformación económica y energética en la Argentina en el CERAWeek 2025.
Consultado sobre los controles cambiarios, González confirmó que el objetivo es levantar el cepo antes de finalizar el año. «Esa es más una pregunta para mi jefe, para el ministro, para el presidente. Pero está muy claro que hay un compromiso de que los controles cambiarios se van a levantar este año«, dijo.
Exportaciones
Gonzalez se mostró optimista sobre el potencial exportador del país en hidrocarburos y minería. «Vamos a exportar un millón de barriles por día (de petróleo equivalente) y u$s30.000 millones en minerales» dentro de los próximos cinco a siete años, afirmó.
El secretario coordinador dijo que la única manera de desarrollar el potencial de Vaca Muerta a su máximo nivel es a través del gas natural licuado. En ese sentido, destacó el proyecto para exportar GNL desde una planta de licuefacción flotante en Río Negro, impulsado por Southern Energy, una sociedad conformada incialmente por Golar y Pan American Energy (PAE), a la que sumaron Pampa Energía, YPF y Harbour Energy.
«Creo que veremos más de eso, más de una terminal flotante antes de que veamos un gran proyecto terrestre. Pero Argentina va a exportar GNL dentro de dos años, ese es un punto de partida», dijo González.
El viceministro Daniel Gonzalez en el CERAWeek 2025.
Subsidios y Plan Gas
Otros dos temas abordados por González fueron la quita de los subsidios a la energía y la intención del gobierno de liberar el mercado eléctrico. El secretario afirmó que las compañías generadoras de electricidad no están en condiciones de comprar por su cuenta gas en el mercado debido al Plan Gas.
«Cuando asumimos el gobierno, la demanda pagaba, en conjunto, el 30% del costo de la electricidad y el gas. Ahora pagan el 80%. Así que ha habido una recuperación significativa, casi sin resistencias sociales«, ponderó.
Con respecto al mercado eléctrico, González explicó que el gobierno está delineando con el sector privado el retorno de la libre contratación entre productoras de gas y generadoras eléctricas.
«Hemos levantado la prohibición de que los generadores compren sus propios combustibles, pero cuando quieren salir a comprarlos, prácticamente todo el gas de Argentina ya está contratado bajo el Plan Gas», explicó el funcionario.
«Este es un plan que tenía mucho sentido en su momento, y todas las excelentes empresas que formaban parte del plan nos permitieron tener una abundancia de gas natural en Argentina. Así que fue algo bueno, pero cuando lo analizamos hoy, no nos gusta. Ahora, puede que nos guste o no, pero lo respetaremos», matizó.
Vaca Muerta
El secretario coordinador elogió la competitividad alcanzada por las operadoras en Vaca Muerta y la comparó con la formación Permian en Texas. No obstante, Gonzalez hizo hincapié en que falta competitividad en el eslabón de servicios petroleros.
«Cuando nos alejamos de la geología y nos dirigimos a las operaciones, diría que hemos logrado avances significativos. Hemos reducido los tiempos de perforación y de finalización. Pero porque la productividad también mejora en Permian, siempre estamos entre 6 y 12 meses por detrás. Hay muchas cosas de vanguardia por hacer. Creo que las empresas en Argentina lo están haciendo. Ahora, lo único en lo que somos menos competitivos es en las tarifas de los servicios«, dijo.
«Me reuní con un productor independiente estadounidense que fue a Argentina. Me dijo: «Bueno, por lo que veo, es el doble, ¿no?». Eso, por supuesto, tiene que ver con lo que discutimos antes sobre las restricciones cambiarias. Uno paga por eso. Pero también tiene que ver con la falta de competencia. Tenemos menos empresas de servicios en Argentina de las que deberíamos», concluyó.
HOUSTON.- Gustavo Baquero, vicepresidente ejecutivo de Harbour Energy, la compañía que adquirió los activos de Wintershall DEa en la Argentina, analizó este martes los planes de la compañía en la Argentina luego de la adquisición de los activos de la alemana Wintershall Dea en el país que concretó en septiembre del año pasado.
En diálogo con medios argentinos que en el CERAWeek 2025, entre los que figuró EconoJournal, Baquero destacó que “la Argentina se convirtió en uno de los cuatro países claves del portafolio de Harbour Energy”. El año pasado adquirió la participación de la alemana en el proyecto de gas offshore Fénix, que comenzó la producción de la plataforma ubicada frente a las costas de Tierra del Fuego hace pocos meses. En la misma operación, Harbour Energy también adquirió Aguada Pichana Este y San Roque, las áreas que Wintershall Dea operaba en Vaca Muerta.
Sin embargo, uno de los objetivos que adelantó Baquero en la entrevista es que Harbour tiene en carpeta es crecer en la ventana de petróleo. “Queremos shale oil”, afrirmó. En este sentido, aseguró: “no hay duda que vamos a seguir viendo oportunidades en la Argentina”.
-¿Cómo están viendo el desarrollo en la Argentina, el cambio de políticas y el cambio de gobierno?
Argentina es un país muy importante para nosotros. Estamos produciendo alrededor de 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Nuestros socios principales son TotalEnergies y Pan American Energy (PAE). Vemos potencial, tenemos muchísimos recursos en la Argentina. No solamente la actual producción, también los recursos probables y las reservas que tenemos. La Argentina se convirtió en uno de los cuatro países claves que tenemos actualmente en el portafolio de Harbour Energy.
-En el caso de Vaca Muerta, tienen una participación, pero no demasiado grande, y hay muchas áreas potenciales. ¿Están analizando oportunidades?
Sí, estamos analizando, sin duda. Nuestra estrategia es el crecimiento inorgánico a través de adquisiciones y las estamos evaluando. Ahora, en la Argentina también tenemos opciones orgánicas. Por ejemplo, Fénix acaba de ponerse en producción y también en Vaca Muerta estamos discutiendo potenciales licencias de explotación. Argentina es una combinación para Harbour Energy, tanto por un crecimiento orgánico, a partir de las licencias que ya tenemos, como posiblemente también inorgánico con nuevas adquisiciones.
-¿El objetivo sería incrementar en el segmento de gas o de petróleo?
Ambos. En la Argentina Wintershall Dea ha tenido una estrategia más enfocada hacia el gas. Nosotros antes de la adquisición de Wintershall Dea teníamos un portafolio de un 40% gas y un 60% petróleo. Después de la adquisición, eso cambió, se ha reducido. Actualmente tenemos un 60% de gas y un 40% de petróleo en todo el portafolio global. Nosotros queremos rebalancear eso un poco. Creemos que es bueno estar más o menos en un 50% y 50%, obviamente dependiendo de los países. Pero para tu pregunta, en la Argentina queremos también petróleo, queremos shale oil.
-En tus exposiciones dijiste que la Argentina estaba muy cara. ¿Cómo se va a llevar a cabo esta estrategia?
Por los múltiplos de adquisición. Ves lo que pagó Pluspetrol por ExxonMobil. ¿Cómo hizo esa estrategia? ¿Ganando acres? Hay distintas formas. Una compañía puede no querer nada en particular en un momento, pero puede hacer una adquisición corporativa de una compañía que tenga activos en la Argentina. Entonces, esa adquisición va a ser de una manera indirecta, no necesariamente se expone al activo como tal. Los activos de ExxonMobil, sin duda, son muy buenos. Y hay mucha competencia. Argentina pasó a ser un país donde había mucha incertidumbre, nadie quería invertir y observas ahora el precio de las acciones locales argentinas y los que están dispuestos a pagar por estos activos. Se pone complicado los múltiplos desde el punto de vista de una adquisición. Pero una compañía como la nuestra, que está en un crecimiento claro y que estamos ambiciosos por crecer, y sobre todo en países que nos gustan como la Argentina, vamos a analizar las opciones. Vamos a participar en los procesos que se están dando. La Argentina es un core country para nosotros. No hay duda que vamos a seguir viendo oportunidades en Argentina. Hay muchísimas variables. No te puedo decir ahora. Lo que sí puedo decir es que estamos viendo de una manera muy activa. Una de las ventajas competitivas Harbour Energy es que tenemos equipos de Adquisiciones y Fusiones (M&A, por sus siglas en inglés) muy especializados. Antes de esta posición, yo era el jefe de M&A de Harvard. Fui parte del equipo que hizo la adquisición a Wintershall Dea. Y te puedo decir que el equipo que tenemos se mueve rápido. ¨Pasamos de cero a 500 mil barriles en menos de 10 años con adquisiciones corporativas. Y eso lo vemos como una ventaja competitiva porque no tenemos las inversiones, tal vez, de compañías más grandes que se toman mucho tiempo en tomar decisiones. Nosotros tomamos decisiones rápidas, sobre de adquisición.
-¿Tiene alguna meta de producción?
No es algo que esté escrito, pero yo creo que nosotros tenemos que ser una compañía de un millón de barriles relativamente pronto. La escala importa por sinergias operativas, pero también por los inversionistas. Nosotros somos una empresa listada en el Reino Unido. Somos una compañía pública y tenemos que atraer inversionistas, seguir atrayendo inversionistas. Pero los inversionistas tienen muchas opciones. Nosotros nos queremos diferenciar por ser una compañía independiente internacional de petróleo y gas.
-¿Cuál sería la meta de producción en la Argentina?
Bueno, depende, pero como te dije, ahora nosotros estamos produciendo 500 mil barriles por día y en la Argentina son 70.000 barriles por día. La Argentina ya representa casi un 20%. Pero queremos seguir creciendo en la Argentina. Hay cuatro países en nuestro portafolio: Reino Unido, Noruega, Argentina y México. Ahí es la mayor cantidad de producción, recursos y procesos. Queremos que sea un motor de crecimiento para la Argentina.
La empresa estatal Enarsa está definiendo los detalles de la licitación de la primera tanda de cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que deberá importar la Argentina durante el invierno para asegurar el suministro del hidrocarburo durante el pico de consumo residencial de los meses de frío.
Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, la compañía, que es presidida por Tristán Socas, que llegó al cargo en septiembre de 2024 a partir de su cercanía al asesor presidencial Santiago Caputo, prevé lanzar un primer pliego para comprar unos 10 cargamentos de GNL para los meses de junio y julio.
Desde hace varios años, Enarsa suele lanzar una primera licitación en el primer bimestre (o a lo sumo, en los primeros días marzo como ahora) para luego reforzar con una segunda compra a medida de que va clarificando el nivel efectivo del consumo de gas que se registrará en invierno en función de cuán bajas son las temperaturas y de cómo evoluciona el nivel de actividad industrial.
Importación de gas
Según indicaron fuentes del área energética del gobierno, este será el último año en que la importación de gas natural sigue estando centralizada en el Estado, como sucede desde 2008, cuando se empezó a comprar GNL. A partir del año que viene el objetivo del gobierno de Javier Milei es que la importación de gas esté en cabeza de los privados, aunque aún no hay visibilidad en torno a cómo el Ejecutivo prevé desarmar el esquema centralizado de múltiples regulaciones que vienen desde hace décadas y al mismo tiempo, generar rápida confianza entre los privados para que el riesgo económico-financiero que acarrea la importación de GNL vuelva a estar bajo la órbita de las empresas.
En 2024, Enarsa importó un total de29 cargamentos a través de cinco licitaciones. Aún no hay precisiones sobre cuántos se comprarán este año, dado que la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina hacia Buenos Aires se amplió a partir de la repotenciación del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), que desde febrero tiene capacidad para transportar hasta 26 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas natural, tal como sucedió la semana pasada a raíz de la crisis climática en Bahía Blanca que provocó la inundación de la planta de procesamiento de TGS en Cerri.
HOUSTON.- Javier Rielo, senior vicepresidente de TotalEnergies Exploración y Producción para América, dio cuenta de los planes de inversión que tiene la compañía para seguir consolidando su presencia en América Latina, con foco en el Presal de Brasil como eje de crecimiento. También expuso las iniciativas que tiene TotalEnergies en la Argentina y en Surinam con la oportunidad que representa el offshore.
En diálogo con EconoJournal en el CERAWeek 2025, el ejecutivo de TotalEnergies aseguró que el objetivo de la compañía en Brasil es aumentar el plauteau de producción y pasar de 180.000 barriles por día a 200.000. Frente a este escenario, Rielo detalló que ya llevan invertidos US$ 14.000 millones en Brasil, de los cuales US$ 12.000 millones son en Oil&Gas y que contarán con 11 plataformas offshore de producción FPSO -unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga-en 2029.
El referente de TotalEnergies también adelantó que esta semana viajará a China porque la compañía está construyendo una plataforma offshore de producción para el primer desarrollo offshore de Surinam. Por lo cual, irá a una visita al yard que la está construyendo junto al CEO de la empresa estatal. La firma tiene previsto invertir US$ 11.000 millones en Surinam en los próximos tres años.
Por último, Rielo se refirió al desarrollo de la Argentina y explicó el impacto de la electrificación del yacimiento Aguada Pichana Este que implica menor generación de fuel gas. También, dio cuenta de los trabajos que impulsaron en Tierra del Fuego para generar la propia energía que consume la compañía a través de molinos de energía eólica para sortear uno de los desafíos que implica posicionarse en la provincia teniendo en cuenta que no está conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Javier Rielo, senior vicepresident de TotalEnergies Exploración y Producción para América
—¿Cuáles son los planes de TotalEnergies en el segmento de Oil&Gas? ¿Qué proyecciones tienen en Brasil?
–Además de nuestra presencia en la Argentina como un gran actor del Oil&Gas, en Brasil estamos presentes desde hace 50 años. En el Presal es donde tenemos nuestro eje de crecimiento. Hoy contamos con ocho FPSO -unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga- en producción y habrá una más en el próximo trimestre. Además, tenemos dos más en construcción que entrarán en producción en 2029. Vamos a contar con 11 plataformas offshore de producción FPSO en muy poco tiempo.
—¿Tienen un plateau de producción de 180.000 barriles por día y el objetivo es llevarlo a 200.000?
–Hoy son 180.000 barriles por día en la parte de TotalEnergies y el objetivo es superar los 200.000 barriles por día. En términos de producción al 100%, las ocho plataformas offshore producen más de un millón de barriles al día de hoy.
—¿El objetivo es aumentar ese plateau de producción?
–Sí, vamos a superar los 200.000 barriles. Esa es la idea, pero en Brasil te sorprende la productividad. Por ejemplo, cada pozo en nuestro campo de Libra produce 50.000 barriles por día. Tenemos muchos plays para seguir creciendo. Hicimos exploraciones y descubrimos varios yacimientos que van a contribuir a ese objetivo. El Presal requiere una inversión monstruosa, pero al final retribuye esa inversión.
—¿Qué inversión tienen en Brasil?
–Llevamos invertidos US$ 14.000 millones en Brasil, de los cuales US$ 12.000 millones son en Oil&Gas.
—¿Cuál es el horizonte?
–Planeamos mantener una inversión del orden de US$ 1.000 millones por año en los próximos años.
—¿En qué otros proyectos se encuentran trabajando?
–El miércoles viajo a China porque estamos construyendo otra plataforma offshore de producción (FPSO) para el primer desarrollo offshore de Surinam. Iremos con el CEO de la empresa estatal a una visita al yard que la está construyendo. Es un país que tiene 600.000 personas. Estamos invirtiendo US$ 11.000 millones en Surinam en los próximos tres años para una producción de 220.000 barriles por día que debería comenzar en 2028.
—¿El negocio es de petróleo?
–Sí, petróleo en el mar. El gas asociado, como en Brasil, se reinyecta.
—En las ediciones anteriores uno de los ejes clave del CERAWeek era la transición energética. En los últimos años, diferentes compañías impulsaron cambios y se pusieron objetivos en línea con esa agenda. Sin embargo, este lunes Chris Wright, secretario de Energía de EE.UU., aseguró que “Trump pondrá fin a las políticas irracionales y cuasi religiosas de Biden sobre el cambio climático”. ¿Qué análisis realiza de esta nueva edición?
–El mensaje del secretario de Energía o del presidente de Estados Unidos hay que escucharlo y entenderlo. Nosotros creemos que la transición energética no es una fantasía, es una realidad. Pero también desde el origen del debate planteamos nuestra estrategia bien balanceada entre el Oil&Gas y la energía llamada verde. Pasamos de ser una empresa de petróleo y gas a ser una empresa de energía convencidos del camino que había que seguir hacia la transición energética. Al mismo tiempo dijimos que el petróleo y el gas eran fundamentales en esta transición y fuimos muy criticados en ese momento. Hubo otras empresas que decidieron hacer un giro más brusco hacia la energía renovable en el pasado.
Nosotros planteamos que se necesitaba el gas y el petróleo para lograr los objetivos de transición, todo esto porque los hidrocarburos son los que generan la caja para poder impulsar la agenda de la transición. No se puede pasar de un día al otro de los hidrocarburos a la energía renovable, no se puede hacer un milagro en ese sentido. Nuestro objetivo es producir más energía con menos emisiones. Esa hoja de ruta nosotros no la cambiamos. La seguimos teniendo hasta hoy. Tenemos dos pilares en nuestra estrategia: Oil&Gas e integrity power. Integrity power es generación a partir de renovables y de gas, que soporta la intermitencia de la energía renovable. Yo creo que el cambio climático no lo podemos desconocer. Y todos nosotros tenemos que trabajar para reducir su impacto.
Nosotros en Surinam estamos colocando una nueva plataforma offshore de producción para producir 220.000 barriles por día, pero allí es todo eléctrico. No se quema gas. Hay detectores de metano ya instalados. Esto nos permite que si, por ejemplo, tenemos una pequeña fuga de metano la podamos corregir a los cinco minutos. Las emisiones se pueden tratar y reducir en la industria y eso es lo que hacemos en TotalEnergies.
—En Aguada Pichana Este llevan invertidos casi 100 millones de dólares en la electrificación del yacimiento. ¿Eso es real?
–Creo que se quedaron cortos con el número. Es mucho más que eso. Porque se trata de la conversión del yacimiento, no sólo de la electrificación. El yacimiento utilizaba mucha energía para producir por compresión, y ahora se están sacando los compresores para producir con pozos en alta presión. Cuando sacamos los compresores tenemos que poner más pozos en producción. Con todo eso se genera menos fuel gas. La electrificación de los compresores tiene un costo asociado, pero hay que agregar el costo de los nuevos pozos que reemplazan la compresión.
En Tierra del Fuego estamos poniendo dos molinos para generar nuestra propia electricidad. Tierra del Fuego no es como Neuquén. No hay grid al cual conectarse. Tierra del Fuego está separada del sistema de interconexión nacional (SADI). Por eso estamos generando los nueve megas de electricidad que consumimos en la planta del Río Cullen y Cañadón Alfa con dos molinos de viento y un cable que conecta a Río Cullen con Alfa. También, contamos con baterías para poder hacerle frente a la intermitencia cuando no se puede generar energía eólica.
El presidente de Exploración y Producción (E&P) de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, habló este martes sobre el presente y los planes de la empresa en Latinoamérica, en un panel sobre competitividad del upstream en la región en el CERAWeek 2025. La petrolera del Grupo Techint, una de las cuatro mayores productoras de gas natural del país, también esta ingresando con fuerza en la ventana de petróleo en Vaca Muerta con una inversión de US$ 2500 millones en el proyecto Los Toldos IIEste. La compañía busca que más de la mitad de esa inversión pueda aplicar al RIGI.
La inversión realizada para el desarrollo del campo Fortin de Piedra de shale gas en la formacion no convencional neuquina catapultó a Tecpetrol en el ranking de productoras de gas natural en la Argentina. Ferreiro destacó esa historia de éxito y el salto exportador que el país esta dando en hidrocarburos.
«Ahora somos un exportador neto y estamos empezando a exportar también gas a la región y considerando construir una instalación significativa para exportar a todo el mundo el enorme recurso de gas que tendremos allí», dijo el representante de Tecpetrol sobre el momento del sector en la Argentina.
Ricardo Ferreiro participó en un panel sobre upstream en Latinoamérica en el CERAWeek 2025.
Además del crecimiento en la Argentina, la petrolera también tiene presencia en el resto Latinoamerica. «Hemos estado hablando de Latinoamérica. Tenemos experiencia, somos una empresa latinoamericana de petróleo y gas, sabemos cómo manejar los riesgos y estar atentos en esos países. Tenemos operaciones desde México hasta Argentina en casi todos los países», dijo Ferreiro.
«Y seguramente estaremos muy interesados en las oportunidades que aparezcan en México, en Colombia, en Ecuador. Firmamos un acuerdo con Guatemala, en donde hay cuencas», añadió.
La petrolera realizará allí una inversion de US$ 2500 millones con vistas a alcanzar una producción de 70.000 barriles diarios en 2027. Desde la empresa indicaron que buscarán aplicar una parte del proyecto al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). Se trata del desembolso de US$1500 millones destinados a construir la infraestructura necesaria para la evacuación (oleoductos) y la planta de procesamiento.
«Estamos en el proceso de hacer lo mismo pero no en gas, sino en petróleo. Queremos equilibrar nuestra cartera en Argentina«, dijo el presidente de E&P de la compañía.
La competitividad lograda en el shale gas en el país es un activo central para Tecpetrol y el resto de las productoras. «Argentina tiene un costo anual promedio de US$ 3,5 por millón de BTU. Este es un muy buen precio del gas para cualquier país en el mundo», puntualizó Ferreiro.
En el caso de Tecpetrol, destacó la curva de aprendizaje realizada. «Cuando comenzamos a desarrollar Fortin de Piedra, nuestros pozos eran bastante profundos y de alta presión. Eran 35 o 36 días de perforación para un pozo completo. Ahora estamos en 16, 17 dias», destacó Ferreiro.
Jimena Latorre, Ministra de Energía y Ambiente de Mendoza
Cauchari Solar (300 MW, Jujuy) – El parque solar más grande de América Latina, con planes de expansión.
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