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El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, intimó a través de cartas documento a un conjunto de empresas mineras que operan en la provincia por no cumplir con una normativa que las obliga a detallar cuál es su red de proveedores locales. Cerca del mandatario —que con su triunfo en las elecciones de octubre del año pasado terminó con más de 30 años de dominio ininterrumpido del kirchnerismo en la provincia— sospechan que un sector de la política santacruceña financió parte de su estructura provincial a través de un conjunto de empresas locales que brindan servicios para las grandes mineras. Por eso, no descartan realizar presentaciones en la Justicia para regularizar la situación. En el fondo, el objetivo de Vidal es redefinir el sistema de compras del sector minero, la segunda usina de inversiones privadas en la provincias después del sector de hidrocarburos.

Uno de los apuntados por el entorno de Vidal es Leonardo Álvarez, ex jefe de Gabinete de Ministros de Alicia Kirchner, quien renunció a su cargo en septiembre de 2021 tras la derrota en los comicios legislativos de ese año por diferencias con la conducción de Máximo Kirchner, líder de La Cámpora. El pasado empresarial de Álvarez, sin embargo, se remonta desde antes de su llegada a la política, dado que encabezó una compañía familiar que desde hace 30 años tiene fuerte presencia en el segmento de transporte y logística. Con el tiempo se expandió hacia otros rubros y hoy tiene participación en empresas de perforación y fibra óptica, entre otras, que prestan servicios a empresas mineras.

Cerca de la gobernación aseguran que buscan transparentar el sistema de contratación de proveedores mineros para eliminar cualquier tipo de discrecionalidad que eventualmente puede favorecer a empresas que cuenten con el guiño del poder político. En rigor, tanto en la minería como en el sector petrolero, el funcionamiento del segmento de proveedores de servicio está constantemente bajo sospecha porque está extendida la percepción entre privados en torno a que cada administración busca incidir —con mayor o menor sutileza— en la contratación de determinadas empresas en desmedro de otras.

En falta

La Dirección Provincial de Comercio de Santa Cruz analizó las declaraciones juradas presentadas por las empresas mineras y concluyó que solo Cerro Vanguardia y Patagonia Gold cumplieron en tiempo y forma con el envío de los datos que exige la ley provincial 3616 y que permitiría exponer este sistema de financiamiento.

Minera Santa Cruz, Yamana (adquirida recientemente por Pan American Silver) y Triton, quienes también operan en la provincia, realizaron sus presentaciones, pero, según se informó desde la gobernación, lo hicieron con los datos ya procesados por la empresa, es decir, en un formato que no sirve a los fines previstos en la norma. Minera Don Nicolás, en cambio, ni siquiera presentó su declaración.

“Si bien se realizaron reclamos por correo electrónico y telefónicamente, solicitando el reenvío de la información en el formato requerido, no se obtuvo respuesta hasta el presente. Habiendo agotado estas instancias de reclamo informal y considerando además que Minera Don Nicolás no realizó ninguna presentación, considero pertinente iniciar las acciones legales correspondientes, mediante el envío de intimaciones”, aseguró un informe de la Dirección de Comercio al que accedió EconoJournal donde se analizan los datos presentados por Cerro Vanguardia y Patagonia Gold.

Información clave

El informe discrimina los montos y porcentajes correspondientes a compras realizadas por ambas compañías en Santa Cruz, en el resto del país y en el extranjero. Luego incorpora un ranking de los 20 principales proveedores que corresponden al total de compras y también a cada uno de los subgrupos. Por último, se analizan las compras declaradas para Santa Cruz contrastando la nómina de proveedores informada con el Registro Único de Proveedores de Actividades Económicas (RUPAE), a fin de verificar que los mismos estén inscriptos, condición excluyente para su cómputo dentro del porcentaje de compre local, y la categorización establecida por el índice porcentual al momento de concretar su inscripción. 

En el caso de Cerro Vanguardia, por ejemplo, de los 29.400 millones de pesos que destinó a compras el 31,9% fueron operaciones con proveedores de Santa Cruz, el 59,5% con empresas del resto del país y apenas el 8,7% con firmas del exterior. A su vez, se informó que de los 534 proveedores con los que trabaja la firma, 109 son de Santa Cruz y 54 figuran en el RUPAE. Luego se informó que el porcentaje de compre local de la firma en bienio 2022-2023 fue del 28,56%, sin considerar a los no inscriptos en el RUPAE.

, Redaccion EconoJournal

No es la primera vez que se hace, pero no por eso ha dejado de ser efectivo. El gobierno de Javier Milei se anticipó el jueves a la publicación de los nuevos cuadros tarifarios de Edesur y Edenor con la difusión de un comunicado en el que informó, a partir de algunos ejemplos puntuales, que el aumento sería de 150% para los hogares que no tienen subsidio (N1), de 65% para los sectores medios (N3) y de 70% para los usuarios de bajos ingresos (N2). De ese modo, logró instalar en los medios de comunicación esas cifras antes de que pudieran ser cotejadas con las resoluciones oficiales. Al día siguiente, se publicaron los nuevos valores y la realidad terminó siendo muy diferente, con subas que en algunos casos superan el 300%.

EconoJournal tomó cuatro ejemplos aleatorios de hogares del área de concesión de Edesur, uno para cada una de las nuevas categorías de consumo y calculó cuánto es el aumento en los tres segmentos de ingresos en los que se divide la segmentación.

En los hogares N1 la suba llega hasta el 242% y en todos los casos analizados es mayor al 150% informado, incluso el propio ejemplo que eligió el gobierno da una suba levemente por encima de ese valor.

En los hogares N3 de ingresos medios el incremento llega hasta el 263,5% para los que consumen más de 400 kWh y de hasta 131,1% en el resto. En todos los escenarios, superan el 65% que comunicó la Secretaría de Energía, porcentaje que, según aclararon, podía elevarse a 130% si el consumo era mayor a 400 kWh.

Finalmente, en los hogares N2 de bajos ingresos el aumento alcanza hasta el 302,7% y en todos los ejemplos supera con amplitud el 70% que se informó oficialmente, incluso en el caso particular que citó el gobierno en el comunicado el aumento no es del 70% sino del 90%.

A continuación, se detallan los cálculos para cada segmento de ingresos. Las cifras absolutas se informan sin sumar los impuestos, lo que va a encarecer la boleta final cerca de un 30% más.

Hogares sin subsidio (Nivel 1)

Hogar R1 que consume 150 kWh por mes: venía pagando 211,72 pesos de cargo fijo y 3960 pesos de cargo variable (150 x 26,4 pesos). En total, desembolsaba 4171,72 pesos. Ahora pagará 783,4 pesos de cargo fijo y 10.170 pesos de cargo variable (150 x 67,8 pesos), lo que suma 10.953,4 pesos, un 162,6% más.

Hogar R2 que consume 200 kWh por mes: pagaba 428,51 pesos de cargo fijo más 5296 pesos de cargo variable (200 x 26,48 pesos). En total sumaba 5724,51 pesos. A partir de este mes pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 13.630 pesos de cargo variable (200 x 68,15 pesos), lo que suma 15.274,45 pesos, un 166,8% más.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 788,59 pesos de cargo fijo más 12.285 de cargo variable (450 x 27,3 pesos). Eso arroja un total de 13.073 pesos. Ese mismo hogar a partir de la entrada en vigencia de la nueva resolución deberá desembolsar 5651,9 pesos de cargo fijo más 33.210 pesos de cargo variable (450 x 73,8 pesos). Es decir, 38,861,9 pesos, un 197,2% más.    

Hogar R4 que consume 650 kWh por mes: estaba pagando 5713,64 pesos de cargo fijo y 19.721 pesos de cargo variable (650 x 30,34 pesos). Es decir, 25.434,64 pesos. Ahora ese mismo usuario deberá desembolsar 30.391,24 pesos de cargo fijo y 56.621,5 de cargo variable (650 x 87,11 pesos), lo que suma 87.012,74 pesos, un 242,1% más.

Si además se calcula el ejemplo presentado por el gobierno, de un usuario R2 sin subsidio que consume un promedio de 380 kWh por mes el aumento es del 153,3%, levemente por encima del 150% anunciado. Eso es porque antes pagaba 693,96 pesos de cargo fijo y 10.176,4 pesos de cargo variable (380 x 26,78 pesos), lo que suma 10.870,3 pesos, mientras que ahora pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 25.897 pesos de cargo variable (380 x 68,15 pesos). En total, suma 27.541,45 pesos, un 153,3% más. 

Hogares de ingresos medios (Nivel 3)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 211,72 pesos de cargo fijo y 986 pesos de cargo variable (150 x 7,59 pesos), lo que arroja un total de 1197,72 pesos mensuales. Ahora pagará 783,43 pesos de cargo fijo y 1984,5 pesos de cargo variable (150 x 13,23 pesos). En total, suma 2767,93, un 131,1% más.

Hogar R2 que consume 200 kWh por mes: pagaba 428,51 pesos de cargo fijo más 1530 pesos de cargo variable (200 x 7,65 pesos). En total sumaba 1958,51 pesos. A partir de este mes pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 2698 pesos de cargo variable (200 x 13,49 pesos), lo que suma 4342,45 pesos, un 121,7% más.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 788,59 pesos de cargo fijo más 3811,5 pesos de cargo variable (los primeros 400 kWh se multiplican por 8,47 pesos y los 50 restantes por 27,3 pesos). Eso arroja un total de 4753 pesos. Ese mismo hogar a partir de la entrada en vigencia de la nueva resolución deberá desembolsar 5651,9 pesos de cargo fijo más 11.362 pesos de cargo variable (los primeros 400 kWh se multiplican por 19,18 pesos y los restantes 50 kWh por 73,8 pesos). En total, suma 17.013,9 pesos, un 257,9% más.

Hogar R4 que consume 650 kWh por mes: estaba pagando 5713,64 pesos de cargo fijo y 12.208,5 pesos de cargo variable (los primeros 400 kWh se multiplican por 11,54 pesos y los 250 restantes por 30,37 pesos). Es decir, 17.922,14 pesos. Ahora ese mismo usuario deberá desembolsar 30.391,24 pesos de cargo fijo y 34.761,5 de cargo variable (los primeros 400 kWh se multiplican por 32,46 pesos y los restantes 250 kWh por 87,11 pesos)., lo que suma 65.152,74 pesos, un 263,5% más.

Hogares de ingresos bajos (Nivel 2)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 211,72 pesos de cargo fijo y 1852,5 pesos de cargo variable (150 x 12,35 pesos), lo que arroja un total de 1218,22 pesos mensuales. Ahora pagará 783,43 pesos de cargo fijo y 1984,5 pesos de cargo variable (150 x 13,23 pesos). En total, suma 2767,93, un 127,2% más.

Hogar R2 que consume 200 kWh por mes: pagaba 428,51 pesos de cargo fijo más 1354 pesos de cargo variable (200 x 6,77 pesos). En total sumaba 1782,51 pesos. A partir de este mes pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 2524 pesos de cargo variable (200 x 12,62 pesos), lo que suma 4168,45 pesos, un 133,8% más.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 788,59 pesos de cargo fijo más 3415,5 de cargo variable (450 x 7,59 pesos). Eso arroja un total de 4.204,1 pesos. Ese mismo hogar a partir de la entrada en vigencia de la nueva resolución deberá desembolsar 5651,9 pesos de cargo fijo más 8235 pesos de cargo variable (450 x 18,3 pesos). Es decir, 13.886,9 pesos, un 230,3% más.    

Hogar R4 que consume 650 kWh por mes: estaba pagando 5713,64 pesos de cargo fijo y 6929 pesos de cargo variable (650 x 10,66 pesos). Es decir, 12.642,64 pesos. Ahora ese mismo usuario deberá desembolsar 30.391,24 pesos de cargo fijo y 20.527 de cargo variable (650 x 31,58 pesos), lo que suma 50.918,24 pesos, un 302,7% más.

En el comunicado que difundió el jueves, el gobierno dijo que para los sectores de ingresos bajos el aumento era del 70% y lo justificó con un ejemplo de un hogar que consume 380 kWh por mes. Ese caso puntual, es el que más se acerca al 70% informado, pero ni siquiera es exacto porque un hogar que consume 380 kWh por mes antes pagaba 693,96 pesos de cargo fijo y 2686,6 pesos de cargo variable (380 x 7,07 pesos), lo que suma 3380,56 pesos, mientras que ahora pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 4799,4 pesos de cargo variable (380 x 12,63 pesos). En total, suma 6443,85 pesos, un 90,6% más. 

Puede ser que alguno de los ejemplos seleccionados por EconoJournal no represente a un porcentaje significativo de los hogares del AMBA, pero resulta claro que en todos los casos citados la suba que deberán afrontar los usuarios es significativamente mayor que la informada oficialmente en el comunicado difundido el jueves. El gobierno eligió para incluir en ese comunicado un ejemplo, aplicado a los tres segmentos de ingresos que contempla la segmentación, que arroja el porcentaje más bajo posible dentro de una larga lista de combinaciones. Es difícil saber si se tomó ese caso para disimular el verdadero impacto que tendrá la suba de tarifas, pero lo que sí está claro es que esos números no representan el porcentaje de aumento que deberán afrontar la gran mayoría de las viviendas a partir de este mes.

, Fernando Krakowiak

El grupo Aconcagua Energía (AE) presentó ante autoridades y referentes de distintas instituciones su plan de trabajo 2024. Del evento participaron funcionarios del ámbito provincial, referentes de instituciones sindicales, empresarios y periodistas. Allí la compañía comunicó que sumó un equipo de perforación en la cuenca neuquina-mendocina e inició la perforación del segundo pozo con un equipo propio.

El presidente & CEO del grupo, Diego Trabucco, compartió el plan de trabajo y anunció inversiones por un total de 110 millones de dólares para este 2024 entre todas las operaciones y actividades del grupo. “Estamos muy contentos con los resultados que hemos tenido en 2023 y este año continuaremos apostando al desarrollo energético del país”, señaló el ex ejecutivo de YPF que actualmente lidera el desarrollo del grupo de capitales 100% argentinos.

Durante su presentación, Trabucco se refirió a la incorporación del nuevo equipo de perforación que se suma a la flota de equipos de torre de la compañía, el A-302, que permitirá a Aconcagua Energía, y a otras operadoras interesadas, incrementar la actividad y contribuir así a la falta de perforadores que necesita la industria.

Por su parte, el director general de Operaciones de Petrolera Aconcagua Energía (PAESA) y CEO de Aconcagua Energía Servicios (AENSA), Leonardo Deccechis, se refirió a lo que serán las actividades en las cuencas Cuyana y Neuquina. Al respecto, el ejecutivo destacó el inicio de la perforación de un segundo pozo con un equipo propio en la concesión Confluencia Sur. “Luego de realizar la perforación del pozo SR.x-1001 y los resultados promisorios que obtuvimos, nos encontramos perforando el segundo pozo SR-10 (bis) ST con el equipo A-301”, destacó Deccechis.

Perforación

Durante el mes de enero, PAESA y AENSA realizaron la perforación del pozo SR.x-1001, el mismo se perfiló y entubó, alcanzando una profundidad final de 2000 metros, aproximadamente, y actualmente se encuentra en proceso de terminación con el equipo de Workover A-201, también de la flota propia de la compañía.

Otro de los anuncios realizados por el grupo fueron los proyectos y evaluaciones que se están realizando en materia de generación eléctrica y renovables. Al respecto, Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energía Generación (AEGSA) señaló que “además de continuar con la construcción de los dos parques solares en Mendoza, estamos evaluando proyectos en todas las provincias donde estamos presente”. “También continuamos operando la Central Térmica de Alto Valle y pendientes de lo que se resuelva en cuanto a las concesiones hidroeléctricas. Poder contribuir al desarrollo y generación de energía es clave en nuestro negocio”, concluyó la ejecutiva.

Convenios institucionales

El Grupo Aconcagua Energía firmó un convenio marco con la Universidad Nacional de Cuyo para promover el desarrollo de actividades y programas que beneficien a estudiantes y jóvenes mediante el desarrollo de pasantías, prácticas, actividades académicas y de conocimiento general sobre la industria energética.

“Estamos convencidos que poder transferir y compartir el conocimiento a más personas, y especialmente a futuros/as profesionales, enriquecerá el trabajo del futuro y de esta forma nos beneficiaremos todos los actores de la comunidad”, señaló Trabucco quien agregó que la articulación con instituciones como las universidades, en este caso la Universidad Nacional de Cuyo, y los organismos públicos como el Ministerio de Energía, son clave para la gestión social.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno decidió reducir de 9 a 4 las categorías de consumo en las que se agrupa a los usuarios residenciales de Edenor y Edesur y elevar sustancialmente la incidencia del cargo fijo en el monto de la factura. La novedad se conoció este viernes con la publicación de los nuevos cuadros tarifarios e implicará un fuerte incremento para aquellos hogares que fueron reagrupados en una nueva categoría junto a otros que venían teniendo un mayor consumo. El ajuste del cargo fijo va del 136,9% al 616,7%. La suba en la factura bordea el 200% para algunos usuarios sin subsidio.

Con el nuevo esquema, el usuario residencial R1 sigue siendo aquel que consume hasta 150 kWh por mes. El R2 ahora incluye a los que demandan entre 151 y 400 kWh, contemplando en ese grupo a los que antes estaban en las categorías R2 y R3. El nuevo R3 toma los consumos que van de 401 a 600 kWh al absorber a las viejas categorías R4, R5 y R6. Por último, queda la categoría R4 para todos los que demanden más de 601 kWh mensuales, incorporando allí a los viejos R7, R8 y R9.

Cómo impacta el cargo fijo

El gobierno elevó la incidencia del cargo fijo por sobre la del cargo variable para darle a las distribuidoras mayor previsibilidad de ingresos. En todos los casos, ese cargo fijo es el mismo, aunque el usuario tenga ingresos monetarios bajos, medios o altos.  

Un hogar R1 de Edesur venía pagando un cargo fijo de 211,72 pesos, en cualquiera de las tres categorías que introdujo la segmentación por ingresos (Nivel 1, 2 y 3).  Ahora deberá desembolsar 783,4 pesos por este mismo concepto, un 270% más.

El nuevo hogar R2 pagará un cargo fijo de 1644,4 pesos, cualquiera sea su nivel de ingresos. Eso supone aumentos diferentes de la categoría que tenían hasta ahora. Para los viejos R2, que consumen entre 151 y 325 kWh, el aumento del cargo fijo será de 283,7% (sube de 428,5 a 1644,4 pesos por kWh), pero para un viejo R3, que consume entre 326 y 400 Kwh el aumento del cargo fijo será solo de 136,9% (sube de 693,96 a 1644,4 pesos por kWh).

El nuevo R3, que ahora incluye a los que consumen entre 401 y 600 kWh, pagará un cargo fijo de 5651,9 pesos por kWh. Para un viejo R4, que consume entre 401 y 450 kWh, el aumento del cargo fijo será de 616,7% (sube de 788,59 a 5651,9 pesos por kWh). Para un viejo R5, que consume entre 451 y 500 kWh, el aumento será de 392,3% (sube de 1148,01 a 5651,9 pesos por kWh) y para un viejo R6, que consume entre 501 y 600 kWh, la suba será de 162,1% (sube de 2156,5 a 5651,9 pesos por kWh).

Por último, el nuevo R4, donde ahora quedan todos los que consumen más de 600 kWh por mes, pagará un cargo fijo de 30.391,2 pesos por kWh, que impacta de manera diferencial según cual fuere la categoría previa de ese hogar. Para un viejo R7, que consume entre 601 y 700 kWh por mes, el incremento es del 431,9% (sube de 5713,6 a 30.391,2 pesos por kWh), para un viejo R8, que demanda entre 701 y 1400 kWh, la suba es del 311,9% (sube de 7377,7 a 30.391,2 pesos), mientras que para un viejo R9, que consume más de 1400 kWh mensuales, el incremento es solo del 202,6% (pasa de 10.041,9 a 30.391,2 pesos).

Cómo impacta el cargo variable

Al analizar el impacto del cargo variable las combinaciones se incrementan porque no solo depende del nivel de consumo sino también de la segmentación por ingresos (Nivel 1, 2 y 3)

Un usuario R1 que consume hasta 150 kWh por mes tendrá una variación del cargo variable de 157% (sube de 26,42 a 67,88 pesos) si es de ingresos altos (N1), de 74,3% (sube de 7,59 a 13,23 pesos) si es de ingresos medios (N3) y de 84% si es de ingresos bajos (sube de 6,71 a 12,35 pesos).

El nuevo hogar R3, que consume entre 401 y 600 kWh mensuales, tendrá un aumento del cargo que varía no solo de acuerdo a su nivel de ingreso sino también a la categoría de consumo que tenía previamente. Por ejemplo, quien consume entre 401 y 450 kWh (el viejo R4) tendrá un aumento del cargo variable de 170,4% si es N1 (sube de 27,3 a 73,8 pesos) de 141,2% si es N2 (sube de 7,59 a 18,3 pesos) y si de 126,4% si es un N3 (sube de 8,47 a 19,18). Ahora bien, si el R3 antes era un R6, que consume entre 501 y 600, la suba será de 164,9% si es N1 (sube de 27,87 a 73,83 pesos por kWh), de 124,2% si es N2 (de 8,16 a 18,30 pesos) y de 112,2% si es N3 (sube de 9,04 a 19,18 pesos por kWh). En este último caso, para el consumo que supere los 400 Kwh el aumento será de 164,9% para ese excedente porque el precio por kWh es igual al que paga un N1.

En el caso de los nuevos hogares R3 puede verse un impacto diferencial de acuerdo a la categoría de consumo que tenían previamente, aunque esa variación no es del todo significativa. En todos los casos, la suba del cargo variable es menor a la suba del cargo fijo.

Cómo impacta la suba en la factura final

Las combinaciones que se presentan sobre el impacto en tarifas son múltiples. En este caso, se pone como ejemplo un hogar de ingresos bajos y consumo reducido y uno de ingresos altos que no paga subsidio y tiene un consumo mayor.

Un hogar N2, de ingresos bajos, que consume 145 kWh por mes (categoría R1) antes pagaba 211,72 pesos de cargo fijo y 972,9 de cargo variable (145 x 6,71 pesos), desembolsando un total de 1184,6 pesos por mes sin impuestos. Ahora ese usuario pagará 783,4 pesos de cargo fijo y (145 x 12,35). Es decir, un total de 1790,75 pesos, un 51,1% más de lo que venía pagando.  

Un hogar N1, sin subsidio, que consume 450 kWh por mes, un nuevo R3 que antes era R4, hasta ahora pagaba 788,59 pesos de cargo fijo más 12.285 de cargo variable (450 x 27,3 pesos). Eso arroja un total de 13.073 pesos sin contabilizar los impuestos. Ese mismo hogar a partir de la entrada en vigencia de la nueva resolución deberá desembolsar 5651,9 pesos de cargo fijo más 33.210 pesos de cargo variable (450 x 73,8 pesos). Es decir, 38,861,9 pesos, un 197,2% más.    

, Fernando Krakowiak

La Secretaría de Energía dispuso un aumento a los topes máximos de los precios de las garrafas de gas. A través de la resolución 11/2024 publicada este jueves en el Boletín Oficial, se fijó una suba del 204%. Según precisaron desde el gobierno, esta medida tiene como objetivo normalizar el abastecimiento en el mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP) estableciendo, hasta tanto se obtengan los objetivos determinados en el DNU 70/2023, una actualización del precio máximo de referencia de la garrafa en $4.752 que, con impuestos y costos adicionales de apartamiento, rondará los $7.700 finales para la garrafa de 10 kilos.

Nuevos valores

La normativa establece un nuevo precio máximo oficial para las garrafas de 10, 12 y 15 kilos. Para la provincia de Buenos Aires, el valor de la garrafa de 10 kilos quedó en $6.449 aunque con el cálculo del IVA saldrá $7.700. Para la Ciudad de Buenos Aires el precio máximo que se estableció es del orden de los $6.596.

Para las provincias de Catamarca, Jujuy, La Rioja, Misiones, Tierra del Fuego y Salta los valores oscilan entre los $7.000 y $7.300 sin IVA.

Programa Hogar

Si bien en la resolución se destaca que habrá una continuidad de los subsidios destinados a los sectores vulnerables para la compra de la garrafa social (que contempla el Programa Hogar), dado que no cuentan con la conexión a la red de gas natural, en los hechos el aporte estatal se licúa. El gobierno establece una compensación de sólo $1.778 por garrafa (promedio ponderado por ventas del país), que en términos reales cubre un 23% del valor final de la garrafa, cuando antes cubría el 80%. En la provincia de Buenos Aires el subsidio representará $1.539 de los $6.449 (sin IVA) que estableció la resolución. En la Ciudad, $1.788 de los $6.596.

Desde el gobierno precisaron que la actualización de los precios máximos de referencia asociados a la producción y comercialización de GLP busca reflejar los costos económicos reales de la actividad en todas sus etapas, garantizando la prestación del servicio con las condiciones de calidad y seguridad necesarias. También que la desregulación del mercado de precios de GLP busca promover una mayor eficiencia económica y estimular la inversión, generando una competencia libre que elevará el mercado local de GLP a estándares internacionales.

, Loana Tejero

La Secretaría de Energía adelantó a través de un comunicado que las tarifas residenciales para los usuarios de Edesur y Edenor subirán hasta un 150%, aunque aún no publicó en el Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios.

Los usuarios del Nivel 1, altos ingresos, que percibían una factura de $13.900 comenzarán a pagar $34.332, es decir, tendrán un incremento del 150% en sus boletas, considerando un consumo promedio de 380 KV/h por mes. En el caso de los usuarios N2, bajos ingresos, para un mismo nivel de consumo y periodo, la factura pasará de $4.360 a $7.415, lo que representa una actualización del 70%.

Por su parte, los usuarios N3, de ingresos medios, que hasta el momento abonaban $4.783 comenzarán a pagar $7.850, equivalente a una diferencia de 65%. Además, el comunicado señala que en esta clase de usuarios, en caso de superar los 400 KW/h mensuales, si el consumo alcanzara los 600 KW/h el monto pasaría de $14.600 a $34.000, es decir, un 130% de diferencia en la reconfiguración tarifaria.

Tarifas

Desde Energía precisaron que las tarifas fijadas tendrán vigencia transitoria de un año, mientras se lleva a cabo la revisión tarifaria quinquenal (período 2024-2028) para garantizar la ejecución de inversiones que requieren de mayor tiempo de amortización y fortalecer la calidad del suministro a los usuarios.

Asimismo, indicaron que para mantener el valor real de la tarifa transitoria se aplicará un mecanismo de ajuste mensual que empezará a regir a partir de abril. También que estas medidas se implementan de manera gradual, de forma que los usuarios residenciales categorizados como N2 y N3 sean afectados en menor medida, pendientes de una audiencia para la reasignación de subsidios que se llevará a cabo este mes.

, Loana Tejero

La empresa estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa) suspendió la subasta que se iba a realizar este viernes 16 de febrero para exportar gas al sur de Brasil. La compulsa se había anunciado este miércoles y se iba a realizar a través del Mercado Electrónico de Gas S.A. (Megsa). Los envíos de gas natural de Vaca Muerta eran para la empresa Ambar Uruguaiana Energía. “Oportunamente se informará nueva fecha” de la subasta, comunicaron desde Megsa.

La exportación estaba prevista para el período que va del 21 de febrero al 30 de abril. Iban a competir productores y comercializadores de gas, como se hace habitualmente en el mercado electrónico. La subasta estaba prevista para este viernes a las 11 de la mañana. Una fuente que conoce el sector de gas consultada por EconoJournal señaló que “la suspensión pudo ser por una disidencia en las condiciones de la exportación”. De todos modos, aclaró que “no es la primera vez que suceden estos idas y vueltas”.

El gas que Enarsa iba a exportar era para abastecer a la Central Térmica de Uruguaiana que opera Ambar, empresa del grupo J&F, el conglomerado privado más grande de Brasil. En 2022 Enarsa y Ambar firmaron un contrato de abastecimiento en condición interrumpible de hasta 2.400.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas para la generación térmica de la planta de 640 MW ubicada en el estado de Río Grande do Sul.

La Central Térmica Uruguaiana perteneció hasta 2021 a la compañía AES. Luego fue adquirida por la firma argentina Saesa, que comercializa gas natural. En septiembre de 2022, Saesa le vendió la central térmica a Ambar del gigante brasileño J&F.

Megsa

Los productores y comercializadores de gas en la Argentina habitualmente presentan distintas ofertas a la estatal Enarsa en el mercado electrónico del Megsa. La iniciativa ganadora, que presenta el precio mínimo, abastece con gas durante un período determinado.

Por ejemplo, el año pasado la subasta que Enarsa realizó en agosto para exportar gas a Uruguay la ganó la compañía petrolera Oilstone Energía. En esa oportunidad, logró el abastecimiento para que Enarsa exporte 350.000 m3/d en firme a la empresa uruguaya Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) en septiembre. Oilstone Energía ganó con un precio mínimo de 6,27 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) antes otras 13 ofertas que se presentaron en el Megsa.

, Roberto Bellato

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó hoy a los mercados que sus reservas probadas y estimadas (P1) de petróleo y gas, al 31 de diciembre de 2023. Los resultados reflejaron un aumento interanual del 27%, totalizando los 318.5 millones de barriles de petróleo equivalente. Durante el cuarto trimestre de 2023, la compañía reportó una producción diaria promedio de 56.353 barriles diarios de petróleo equivalente, un aumento del 14% respecto al trimestre anterior.

Desde la compañía destacaron que estos resultados fueron impulsados por la puesta en producción de 11 pozos nuevos en Bajada del Palo Oeste. La producción de petróleo fue de 48.469 barriles diarios, un aumento del 17% trimestre contra trimestre.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, afirmó que «durante 2023, logramos avances significativos en el desarrollo de nuestras áreas en Vaca Muerta. Los resultados obtenidos en nuestro bloque Bajada del Palo Este nos permitieron de-riskear una importante extensión de nuestro acreage, lo que tuvo un impacto sustancial en las adiciones de reservas probadas».

Además, enfatizó: «Nuestro objetivo principal sigue siendo fortalecer nuestra posición de liderazgo en la generación de un crecimiento orgánico y rentable».

Reservas

Las adiciones de reservas P1 totalizaron 85.5 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa un índice de reemplazo de reservas del 458%.

Las reservas probadas de petróleo y gas de Vista en el bloque Bajada del Palo Oeste, en Vaca Muerta, se estimaron en 221.8 millones de barriles de petróleo equivalente.
Desde la compañía destacaron que «Vista se ha consolidado en Vaca Muerta como un operador de bajo costo y enfocado íntegramente en el desarrollo de petróleo no convencional».

Para 2026, la empresa proyecta alcanzar una producción de 100.000 barriles diarios de petróleo equivalente y, para 2030, estima una producción de 150.000 barriles diarios de petróleo equivalente.

, Redaccion EconoJournal

El 2024 podría ser un año bisagra para el sector energético principalmente en torno al impacto que tendrá la actividad de los yacimientos no convencionales en Vaca Muerta. Los indicadores y la opinión de los especialistas presentan un escenario favorable y prometedor. Se espera realizar más de 18.000 etapas de fractura, un 22% más que las 14.722 registradas en 2023.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, las operadoras completaron en enero las 1351 fracturas en el segmento shale, un incremento del 31% respecto a diciembre de 2023 y cercano a las 1398 etapas de septiembre del año pasado, mes récord para el segmento de estimulación hidráulica en Vaca Muerta.

Para alcanzar las metas de este año, se estima que serán necesarios al menos cinco equipos de perforación adicionales en los próximos dos años. Este incremento en la actividad apunta a un objetivo ambicioso: alcanzar en 2030 un millón de barriles de petróleo diarios extraídos de la formación Vaca Muerta.

En este contexto, las inversiones en equipos de perforación y sets de fractura son cruciales. Cada equipo de perforación y set de fractura completo representa una inversión significativa, con un tiempo de retorno estimado a 10 años para las empresas de servicios. 

Proyecciones

“Para 2024 se proyecta un incremento importante en la actividad. Para cubrir lo que se tiene planeado faltarían unos cuatro o cinco equipos de perforación. Sin embargo, las empresas deberían traer más, porque el gran salto de la actividad está planeado para el 2025, cuando esperamos que la misma aumente un 30% respecto de lo que se proyecta para 2024”, dijo Fucello en diálogo con EconoJournal.

Para el presidente de la Fundación Contactos Energéticos, durante la primera mitad de 2024 no habrá cambios en la cantidad de equipos. En cambio, el segundo semestre presenta la posibilidad de que se reacondicionen o importen equipos de perforación, junto a otros dos sets de fractura.

“Cada equipo de perforación cuesta 50 millones de dólares. Lo mismo el set de fractura completo. Este tipo de inversiones tiene un tiempo de repago de 10 años para las empresas de servicios, y el ‘bolsillo’ de estas compañías es mucho más chico que el de las operadoras”, sostuvo Fucello.

El cuello de botella de Vaca Muerta se exhibe en la baja cantidad de sets de fractura, con una cifra estática que pasó de ocho a nueve sets en 2023: Halliburton (cuatro), SLB (dos), Weatherford (uno), Tenaris (uno) y Calfrac (uno).

“Lo que se espera este año es que se incorporen dos sets adicionales. Y no creo que este número se modifique hasta 2030”, precisó Fucello.

“Si hoy en día se trajeran estos dos sets de fractura adicionales a Vaca Muerta, probablemente quedarían en espera los pozos nuevos, dado que no hay equipos de perforación. Fue lo que pasó en el pasado: pararon la fractura porque no había más pozos para fracturar”, agregó.

Producción en alza y la necesidad de disponer libremente de dólares

Los expertos del sector estiman que la libre disponibilidad de dólares será una señal clave para atraer las inversiones que precisa la industria y así garantizar la continuidad de la actividad energética.

Diego Martínez, director comercial de Weatherford para la Argentina, Bolivia y Chile, manifestó que el aumento de la producción en Vaca Muerta resulta inevitable. “Este año tenemos que terminar con un superávit en la balanza energética, que será un récord para lo que son los últimos años en la Argentina, en donde veníamos con un déficit, con lo cual no tengo dudas de que la producción -principalmente de gas y de petróleo no convencional- va a seguir subiendo”, dijo a EconoJournal.

“Claramente la producción va a incrementarse. Esta percepción está ligada a la eficiencia que están logrando la mayoría de las compañías, lideradas por YPF y Tecpetrol en el no convencional (YPF en petróleo y Tecpetrol en gas), algo que no se ve prácticamente en ningún lugar del mundo”, remarcó Martínez, representante de Weatherford, quien participó el año pasado del Supplier Day organizado por este medio.

Diego Martínez. Foto: Daniela Damelio.

“Hay mucha gente que en pandemia ha salido de la industria y no tiene intenciones de volver. Para poner a punto a una persona para un servicio especializado se necesitan no menos de dos años, con lo cual el principal desafío pasa por incorporar mano de obra calificada”, explicó Martínez, cuya empresa tiene presencia en el upstream local desde 2014. 

El especialista estableció la necesidad de incorporar “nuevas tecnologías y equipamientos”, frenado por el cepo al dólar para las importaciones y por “la imposibilidad de repatriar capital. Si esto se da, creo que la mayoría de las compañías van a volver a invertir”.

“En algún momento supuse que se iban a bajar los equipos. La última devaluación hizo que bajen aproximadamente 25% los costos en dólares, que lentamente se están empezando a recuperar o a perder esa ventaja, porque el dólar volvió a estar planchado y los precios en pesos continúan subiendo por la inflación”, aseguró.

En cuanto a la perforación en los yacimientos, Martínez completó que no hay baja de equipos y, en coincidencia con Fucello, se espera que suban dos o tres en no convencional y de algunos en convencional. 

, Redaccion EconoJournal

Grupo Logístico Andreani obtuvo una reducción del 7% de sus emisiones netas durante 2023. En su 15° Reporte de Sustentabilidad, la compañía destacó que este logro fue por la reducción del 5% del inventario de la compañía y una compensación del 2% del total.

Carlos Cirimelo, CEO del Grupo, aseguró: “Este Reporte refleja el resultado de nuestra gestión bajo una estrategia de sustentabilidad alineada a la Visión 2030. Año a año comprobamos el diferencial de incorporar la sustentabilidad como parte de nuestra estrategia de negocios basada en la búsqueda de valor y eficiencias para nuestros clientes”.

Asimismo, el ejecutivo sostuvo: “Como líderes del sector logístico tenemos una responsabilidad y un rol activo en la generación de oportunidades para el desarrollo productivo y económico de la Argentina”.

Resultados

Andreani recorrió más de 1.700.000 km con biodiésel, lo que representa un avance significativo en la reducción de emisiones en tanto cada kilómetro recorrido con biodiésel representa cero emisiones directas de CO2.

En base a esto, desde la compañía remarcaron que estos resultados son producto de distintas acciones de una estrategia totalmente flexible y abarcativa, que incluye almacenamiento, sucursales, puntos de entrega, entregas domiciliarias con distintos tipos de unidades, eficiencia energética, uso de combustibles alternativos y desarrollo de tecnología para mejorar la experiencia y reducir la huella de carbono de su actividad y la de sus clientes y destinatarios.

En el marco de su visión circular para insumos y residuos, el 75% de las sucursales de Andreani cuenta con un programa de reciclado (vs. 60% del año anterior). Y desarrolló ocho insumos/packaging sustentables con foco en plásticos de un solo uso, llegando a 2.7 millones de insumos con plástico reciclado en las operaciones y servicios.

A través del Reporte de Sustentabilidad, el Grupo rinde cuentas, además, sobre las acciones, programas y resultados de su contribución al bienestar de las personas y las comunidades y la experiencia de sus clientes y destinatarios.

Verónica Zampa, gerenta de Sustentabilidad y Comunicaciones de Andreani, expresó: “En 2023 realizamos un análisis de los recursos destinados por el Grupo para desarrollar proyectos, procesos e iniciativas capaces de crear valor en cada uno de los pilares de nuestra Estrategia de Sustentabilidad —Personas, Planeta, Sociedad y Experiencia—a través de inversión y la consecución de resultados”.

En este sentido, entre los logros en Personas, resaltó la certificación por segundo año consecutivo en Great Place to Work y, en la búsqueda de un ambiente inclusivo para el desarrollo de las personas, informa un 24% de colaboradoras mujeres en Argentina, 38% en Brasil y 316 mujeres transportistas de última milla, en un sector que históricamente está vinculado al empleo masculino.  

En el eje Sociedad, se destacó el traslado de 694.998 kilos de envíos solidarios con una inversión de $35 millones en impacto social durante 2023. Y en Experiencia, la inversión en tecnología en IA a través del servicio GEO Andreani que utiliza la geolocalización para mejorar la experiencia de entrega y la implementación del Bot ANDI, para estar más cerca de pymes, destinatarios y clientes. Además, alcanzó un 100% de envíos con notificación de día estimado de entrega a clientes que informan su mail o teléfono.

El Reporte completo puede se puede ver y descargar a través de este link.  

, Redaccion EconoJournal

Una de las primeras medidas que tomó el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, fue suspender el proceso de firma de los contratos de los proyectos adjudicados de la convocatoria Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf), una licitación para sumar 3340 megawatt (MW) de potencia. Lo hizo a través de una nota dirigida a Jorge Garavaglia, gerente general de Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), que tiene fecha del 28 de diciembre del año pasado.  

Fuentes cercanas a la Secretaría de Energía aseguraron a EconoJournal que la suscripción de los contratos de compra-venta de energía (PPA’s, por sus siglas en inglés) está supeditada a cómo avance la reestructuración del sector eléctrico que impulsa el gobierno de Javier Milei. Colaboradores directos de Chirillo están redactando, en esa clave, el trazo grueso de una resolución que reformulará el funcionamiento general del MEM. Aún no se conocen los detalles de esa normativa, pero según adelantó el secretario de Energía a interlocutores privados, la intención del Ejecutivo es que vea la luz en las próximas semanas.

La reestructuración del sector eléctrico es un proyecto en el que Rodríguez Chirillo está involucrado de forma personal. Antes de asumir, ya había adelantado en algunas presentaciones públicas que uno de sus objetivos al frente de la cartera energética sería liberalizar el mercado para volver a un esquema que se asemeje lo más posible al sistema marginalista que se aplicaba en los ’90.

Si bien las generadoras y distribuidoras aún desconocen la letra chica de esa resolución —aún no se filtró ningún borrador, si es que existe—, en lo conceptual, el secretario apunta a que Cammesa reduzca su campo de operaciones para limitarse a las funciones que le asignaba la Ley 26.045. En esa dirección, se aspira a que la compañía mixta deje de comprar lo antes que se pueda el combustible que se utiliza para generar electricidad en usinas termoeléctricas —la intención es que esa tarea vuelva a estar en cabeza de los privados—y que no firme más contratos de tipo PPA’s para ampliar el parque de generación. En este último punto, la visión del secretario de Energía colisiona con la propuesta de la licitación TerConf, que al igual que otros programas de ampliación del segmento de generación lanzados en los últimos 20 años —Foninvemem, las resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017 y RenovAr, entre otros— utilizaron a Cammesa como comitente de los nuevos proyectos de generación.

Cambio de esquema

La Secretaría de Energía preferiría que los contratos de TerConf se firmen directamente entre generadores y distribuidores, pero se piensa en algún tipo de garantía estatal de última instancia porque en el gobierno tienen claro que la mayoría de las distribuidoras no son en la actualidad sujetos de crédito confiables por el atraso recurrente en que recae el Estado para actualizar los ingresos vía tarifas de distribución.

A partir de esa realidad, parece casi imposible que los generadores estén dispuestos a invertir en la construcción de los proyectos que se adjudicaron en la licitación TerConf si el gobierno les cambia en el andar el offtaker (agregador) del contrato. En cualquier caso, desde que se suspendió la fase final del proceso (la firma de los PPA’s con Cammesa), hace ya casi 50 días, los privados no tienen certeza del curso de acción que tomará la Secretaría de Energía con relación a una compulsa que contempla inversiones por más de US$ 3000 millones. Entre las empresas que más proyectos ganaron en el proceso se encuentran Secco, MSU y Sullair.

“Hay que esperar. Veremos qué camino toma el gobierno. Lo cierto es que, sea cual sea su decisión, habrá que modificar los plazos de ejecución de los contratos y pago de garantías porque con la demora actual ya no es posible llegar en los tiempos previstos originalmente”, explicó el director comercial de una de las grandes generadoras.

La interlocución de los privados con el gobierno tampoco es sencilla, porque Rodríguez Chirillo aún no pudo designar el subsecretario de Energía Eléctrica, que es quien deberá estar en el día a día de la agenda del sector. Se pensó para esa posición en Sergio Falzone, un ex ejecutivo de Central Puerto, pero su designación no obtuvo el visto bueno del ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo. Circulan varios nombres para asumir en el cargo, pero aún no hay confirmación.  

Menos cantidad

También trascendió que Energía quiere revisar los criterios técnicos que utilizó la administración anterior para adjudicar iniciativas por 3340 MW. El gobierno sabe que tiene que reforzar algunos nodos del sistema donde es evidente que falta capacidad de generación, como por ejemplo el AMBA. Pero en Energía están evaluando la creación de algún instrumento regulatorio que permita rever si es necesario avanzar con los 29 proyectos que fueron incluidos en la resolución de adjudicación que firmó la ex titular de Energía, Flavia Royón, que este fin de semana se vio obligada a renunciar a la Secretaría de Minería por los coletazos de la caída de la Ley Ómnibus.

Lo que está claro después de la ola de calor que afectó al país en las últimas semanas —con temperaturas cercanas a los 40 grados en varias provincias— es que el parque de generación argentino no es capaz de cubrir por su cuenta los picos de demanda que ya superan los 30.000 MW de potencia. De hecho, Cammesa tuvo que importar la semana pasada más de 2000 MW de Brasil para no tener que aplicar cortes en el servicio. A raíz de eso, se torna evidente la importancia de resolver cuánto antes la ampliación de la capacidad de generación.

La licitación de TerConf fue pensada, en esa clave, como una solución específica para abastecer de energía durante los picos de consumo, pues no siempre están dadas las condiciones para abastecer una demanda excepcional con importación. Es un proceso que se pensó para mejorar en primer lugar la confiabilidad del sistema.

Desde lo legal, sin embargo, revisar lo actuado no será sencillo. Como los proyectos ya están adjudicados, para el gobierno no será fácil justificar por qué algunos contratos se terminarán firmando y otros no. Fuentes cercanas a la Secretaría de Energía pusieron el foco en el aspecto tecnológico de los emprendimientos de generación.

Tecnología

Allegados al área energética del gobierno apuntan a revisar la conveniencia técnico-económica de utilizar la tecnología que prevén incorporar muchas de esas centrales, fundamentalmente los motores HySpeed porque consideran, a priori, que no son los más eficientes. Además, agregaron que tampoco está claro que varios proyectos adjudicados en el norte del país vayan a tener el gas natural disponible en tiempo y forma porque en parte dependerán de la construcción del segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner, proyecto sobre el que aún no hay certezas porque el gobierno no lo quiere hacer por obra pública.

De un análisis comparativo entre las tecnologías ofrecidas en el TerConf se desprende que los motores de combustión de gran porte serían más económicos que las turbinas a gas a ciclo abierto. Así, por ejemplo, un motor de tipo tri fuel —que pueden quemar gas natural, gasoil o fuel—, que opera el 90% del tiempo con gas natural y el 10% restante con gasoil, tendría un costo tiene un costo de 242.000 dólares por MW-año, mientras que una turbina a gas ascendería a 267.000 US$/MW-año.

La tecnología más económica sería instalar un ciclo combinado, que tiene un costo de 220.000 dólares, pero muchas veces este tipo de proyectos está pensado para cubrir picos de consumo o funcionar como respaldo (back up) de centrales renovables, por lo que se precisa que posean mayor flexibilidad y velocidad de arranque para entregar energía lo antes posible. Por ese motivo, la decisión desde el punto de vista tecnológico no es lineal.

Nota

En lo formal, la nota que Rodríguez Chirillo le envió a Jorge Garavaglia, gerente general de Cammesa, a fines de diciembre señala que por el “actual contexto de emergencia” declarado por el mega decreto del gobierno (DNU 70), la Secretaría de Energía “se encuentra analizando la conveniencia de ejercer las facultades previstas en el punto 21.1 del Pliego de Bases y Condiciones de los Contratos”, que establece los pagos de mantenimiento de oferta hasta la habilitación comercial a los proyectos adjudicados en la convocatoria.

En otro apartado, el texto también indica a Cammesa “suspender provisoriamente la emisión de la documentación comercial correspondiente al esquema de pagos mensuales”. En los hechos, no aplicará lo que indica el pliego 22.5 de la licitación, que establece sanciones por el incumplimiento del pago de mantenimiento de oferta.

, Nicolas Gandini

TotalEnergies (operador), Wintershall Dea y Pan American Energy han completado la instalación de la plataforma offshore Fénix, a unos 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego.  Desde el consorcio informaron que la primera producción de gas está prevista para noviembre de 2024.

En base a esto, Manfred Boeckmann, managing director de Wintershall Dea Argentina, sostuvo que «la exitosa instalación de la plataforma de producción marca otro hito relevante para el desarrollo del yacimiento Fénix, lo que mantiene al proyecto encaminado hacia la primera obtención de gas prevista para el cuarto trimestre de 2024».

Asimismo, el ejecutivo consideró que Fénix representa un pilar sustancial para la ascendente producción nacional de gas y ayudará a la Argentina a satisfacer la creciente demanda. También, que ayudará a compensar las importaciones, aportando volúmenes significativos de gas natural durante más de 15 años al suministro energético a largo plazo del país.

La instalación

La logística y la instalación de la plataforma de 4.800 toneladas se llevaron a cabo en dos fases: primero la instalación del jacket con cuatro pilotes durante enero, seguida por el exitoso levantamiento y colocación de la cubierta superior de 1.500 toneladas, según informaron las empresas.

A partir del 8 de enero, la cubierta se transportó desde el astillero Rosetti Marino en Italia hasta Tierra del Fuego en el plazo de un mes a bordo del buque de transporte pesado HTV Interocean II. A su vez, cuatro buques participaron en la instalación de ambas partes de la plataforma, dirigidos por el buque de elevación pesada Aegir de Heerema.

«Todos los trabajos se completaron de forma segura y sin incidentes», precisaron desde Wintershall Dea. La cubierta de la plataforma Fénix cubre un área de superficie de 2.500 metros cuadrados y consta de cinco niveles: el helipuerto, la cubierta superior, la cubierta principal con los cabezales de pozo y la sala de instrumentos, y la cubierta inferior. La plataforma está diseñada para ser operada desde tierra sin la necesidad de una tripulación permanente.
Instalaciones en superficie

Mariano Cancelo, vicepresidente de Producción y Desarrollo de Wintershall Dea Argentina, indicóque «con la instalación de la plataforma hemos completado la parte de instalaciones de superficie del proyecto de desarrollo Fénix dentro del cronograma previsto».

Además, adelantó que ahora el enfoque estará en el siguiente paso que es  la perforación de tres pozos de producción.

Perforación

La perforación de los pozos se realizará con una plataforma de perforación jack-up que se ubicará temporalmente junto a la plataforma Fénix.

Fénix forma parte de la concesión de producción de gas CMA-1, la más austral del mundo, en la que Wintershall Dea y TotalEnergies poseen cada una una participación del 37,5%, mientras que Pan American Energy tiene el 25% restante.

, Redaccion EconoJournal

Empresas de petróleo y gas, EPC (compañías de Ingeniería, Procura y Construcción) y operadores de oleoductos se reunirán en el Congreso de Transporte de Oil & Gas (TOGC 2024), que se llevará a cabo en Milán, Italia, del 19 al 21 de febrero. La apertura estará a cargo de un panel ejecutivo dedicado al papel de los oleoductos en la transición energética. Los speakers presentarán proyectos en nuevos mercados y también debatirán sobre los objetivos de sostenibilidad, así como tuberías y combustibles alternativos. 

El mundo entero avanza hacia un futuro con bajas emisiones de carbono y la industria de las tuberías también forma parte de ese camino. Aun así, la transición hacia un futuro energético bajo en carbono plantea preguntas difíciles para la industria sobre sus impactos y medidas ambientales para mitigarlos. Se ha debatido ampliamente el GNL, el H2, el amoníaco y los biocombustibles durante varios años como alternativas al petróleo y al gas, y algunas empresas están discutiendo sobre la combinación o la transformación completa de la tubería existente.

Por eso, el panel ejecutivo de apertura es uno de los aspectos más destacados del TOGC 2024. Se basará en la discusión entre los speakers acerca del transporte de combustibles alternativos. Puesto que incluso cuando el mercado energético está avanzando hacia la descarbonización para cumplir con los objetivos globales de emisiones netas cero, los oleoductos seguirán teniendo un papel vital en la industria.

Conferencias

Entre los speakers del panel se encuentra George Satlas, director ejecutivo de ICGB AD, que hablará sobre el papel del ICGB en el transporte de gas mercado para Europa del Este. La empresa creó el interconector de gas Grecia – Proyecto Bulgaria, reconocido como proyecto líder por el CESEC iniciativa, que además tiene una excelente sinergia con otros proyectos importantes como TAP y TANAP. 

A su vez, el proyecto supone un punto de inflexión para el mercado energético búlgaro con su capacidad de aumentar la competencia y disminuir los precios para los consumidores mientras asegurar entregas diversificadas de gas.

Asimismo, entre los participantes se encuentran Bonatti, Sicim, INGL, Eni, ICGB, Exolum, OGE, DESFA, Saipem, TECHINT, Madera, TÜPRAŞ, Moldovagaz.

Más información en https://sh.bgs.group/15z

, Redaccion EconoJournal

Luego de haber participado en competencias como la Carrera de las 1000 Millas de 2023, en la que fue combustible oficial, y el Rally Dakar 2024, donde contó con un equipo integrado por los pilotos Francisco Arredondo y Óscar Santos, Puma Energy ratifica y consolida su presencia en el automovilismo renovando su vínculo con Gastón Mazzacane, que correrá en las categorías nacionales TC y TC Pick Up a lo largo de esta temporada.

En este sentido, del mismo modo que sucede desde hace tiempo, la empresa apostará nuevamente por esta actividad deportiva tan popular y patrocinará al automovilista en dos de las divisiones más importantes del mundo motor en la República Argentina, según destacaron desde la firma.

Lucas Smart, gerente de marketing de Puma Energy en Argentina, aseveró que “la compañía renueva su compromiso con Gastón Mazzacane y, sobre todo, con esta disciplina tan querida por los argentinos. Acompañar a este deportista durante otro año nos llena de orgullo y nos potencia de cara a los futuros desafíos”.

Turismo Carretera

Durante 2024, en el Turismo Carretera, Mazzacane estará al mando de un Chevrolet que compondrá el Coiro Dole Racing. Por otro lado, en el caso del TC Pick Up, el experimentado conductor viajará en una camioneta Volkswagen del equipo Dole Racing.  

El campeonato de TC Pick Up comenzará este fin de semana -11 de febrero- y se llevará a cabo en el Autódromo Roberto José Mouras de la ciudad de La Plata, provincia de Buenos Aires, donde justamente nació el corredor de Puma Energy. El TC, en cambio, tendrá su inicio el próximo 25 de febrero en el circuito Enrique “Quique” Freile, ubicado en El Calafate, Santa Cruz.

El ”Rayo”, tal como apodan a Gastón Mazzacane, posee una gran trayectoria en el rubro a nivel local y también en el plano mundial. Se consagró campeón de la Fórmula 2000 italiana en 1994, pasó por diferentes torneos relevantes y, entre 2000 y 2001, llegó a competir en la Fórmula 1. Tras su salida de este certamen, formó parte de la Champ Car World Series, de la Fórmula Truck de Brasil.

Asimismo, en Argentina, Mazzacane corrió en el Top Race V6 y obtuvo el título del TC Pick Up en 2018 con su Volkswagen Amarok, lo que significó uno de los logros más trascendentales de su historia como deportista motor. En la actualidad, se mantiene vigente en el TC, donde debutó en 2010, y ocasionalmente se suma a las carreras de invitados del TC Mouras.

Desde Puma Energy remarcaron que “la compañía reafirma su compromiso con el deporte nacional y continúa con el desarrollo y el impulso de acciones para estimular el crecimiento de la marca y reforzar su posicionamiento en el país”.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) está definiendo el trazo fino de la resolución que fijará los nuevos cuadros tarifarios de Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras eléctricas del país. En la audiencia pública celebrada el 26 de enero, se planteó una recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) de entre un 200 y 300%. La idea inicial del ENRE es reconocerle el  pedido a las empresas teniendo en cuenta la necesidad de realizar inversiones y mejorar la calidad de servicio de la red.

En principio, la resolución iba a estar publicada este viernes en el Boletín Oficial. Sin embargo, fuentes cercanas al Ente regulador precisaron que la intención es publicar la normativa lo antes posible y que podría haber precisiones a última hora de hoy.

El objetivo es que las empresas recompongan sus ingresos y que se adecúen de modo transitorio las tarifas hasta que se lleve adelante la Revisión Tarifaria Integral.

Es por esto que las distribuidoras habían solicitado una tarifa de transición que se ajuste de manera mensual y de forma automática a fin de evitar nuevos desfasajes en un contexto caracterizado por la alta nominalidad de la economía por la inflación.

, Loana Tejero

El presidente de YPF, Horacio Marín, realizó su primera visita a Mendoza para recorrer las operaciones de la compañía. A su vez, el ejecutivo mantuvo una reunión con el gobernador, Alfredo Cornejo; y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; para compartir y analizar detalles de los planes de la petrolera que apuntan a potenciar el desarrollo económico provincial, especialmente de las PyMES a partir de la generación de mayor actividad, según informaron.

Visita

En su visita, Marín visitó el yacimiento Barrancas y luego el Complejo Industrial Luján de Cuyo. Allí pudo conocer detalles del funcionamiento de estos negocios y recorrer las instalaciones.

Además, mantuvo un encuentro con trabajadoras y trabajadores en donde pudo profundizar distintos aspectos del Plan 4×4 que apunta a cuadriplicar el valor de YPF en los próximos cuatro años. La agenda incluyó también una reunión con representantes sindicales.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) estableció que los usuarios que vivan en edificios ubicados en el área de concesión de Edenor y Edesur deberán instalar un equipamiento especial( capacitores) que servirán para estabilizar la potencia eléctrica durante los picos de consumo. Todavía no hay precisiones sobre el precio que tendrán esos equipos, pero desde el ente regulador informaron a EconoJournal que deberá instalarse uno por edificio y el costo adicional lo afrontarán los hogares. En primera instancia la medida afectará a los más de 300.000 edificios que existen en la Ciudad de Buenos Aires (de acuerdo al Relevamiento de Usos del Suelo (RUS) del Gobierno de la Ciudad), y a aquellos que están ubicados dentro del Conurbano bonaerense, con lo cual en todo el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), los edificios alcanzados podrían fácilmente duplicar los que existen en la capital porteña.

La iniciativa forma parte del “Programa para la mejora del factor potencia” que lanzó el ENRE a través de la resolución 85/2024 publicada este lunes en el Boletín Oficial. El objetivo de esta medida es incentivar el uso eficiente y racional de la energía eléctrica y recomponer un sistema que en la actualidad se encuentra en un momento crítico, con un nivel bajo de inversión producto del atraso tarifario.

La normativa establece que, si el factor de potencia es menor a 0,95, la distribuidora está facultada a fijar cargos que se verán reflejados en la factura de los consumidores. En caso de que el factor de potencia oscile entre 0,95 y 0,85 los usuarios deberán abonar un 10% más en sus boletas. Si el factor de potencia se ubica entre 0,85 y 0,75 deberán pagar un 20% adicional y si es menor a 0,75, un 30% más. Si bien antes de esta resolución no había una medición rigurosa, si un usuario tenía un valor del factor de potencia inferior a 0,85 se lo penalizaba, según precisaron desde el ENRE. 

El factor de potencia es un indicador que permite medir el correcto aprovechamiento de la energía eléctrica. Puede tomar valores entre 0 y 1. El valor de 0,95 que fija la resolución indica que del total de la energía abastecida por las distribuidoras, el 95 % de la energía es utilizada por los usuarios mientras que el 5% restante es energía que se desaprovecha. El espíritu de la resolución es penalizar a edificios ineficientes que afectan por demás la operación de la red de distribución. Otras provincias, como Santa Fe, ya avanzaron desde hace tiempo en esa dirección.

En diálogo con este medio, Javier Constanzó, abogado y asociado senior en Tavarone Rovelli, Salim & Miani, explicó que cuanto más ineficiente sea el consumo, por un factor de potencia menor a 0,95, se habilitará un cargo mayor, es decir, los usuarios pagarán más por la luz y eventualmente se habilitaría el corte de suministro hasta tanto se regularice la situación. “Cualquier instalación que esté consumiendo energía y que tenga un cociente entre energía entregada y consumida inferior a 0,95 va a ser penalizado”, indicó.

Si de las mediciones efectuadas por Edenor y Edesur surgiera que el factor de potencia de algún usuario es inferior a 0,95 se le notificará al consumidor y se le otorgará un plazo de 60 días para la normalización del factor. Si luego de ese plazo no se corrige la anormalidad, la distribuidora está habilitada para aplicar los cargos en la boleta a partir de la primera facturación que se emita con posterioridad a la comprobación de la anomalía, y hasta tanto no se corrija. En caso de que el valor medio del factor de potencia fuese inferior a 0,60 la distribuidora podrá suspender el servicio eléctrico del usuario.

¿De qué depende el valor del factor de potencia?

Del equipamiento y consumo que exista en los hogares. En diálogo con EconoJournal, fuentes cercanas al ENRE destacaron que el propósito del programa es aliviar las cargas en los alimentadores eléctricos y lograr un mejor desempeño del sistema. Es por eso que la iniciativa comenzará a aplicarse en un primer momento en lugares de demanda concentrada, aunque el objetivo es extenderlo a toda la demanda.

La medida generará polémica porque la medición de la potencia es por usuario, pero el capacitor deberá instalarse por edificio. Por lo tanto, aquellos usuarios que tengan equipamiento eléctrico eficiente igual deberán aportar para que el edificio instale el estabilizador para que de ese modo dejen de cobrarle un costo adicional a vecinos que tienen un consumo más ineficiente.

Factor de potencia

El factor es el cociente entre la potencia que realmente utiliza el usuario (potencia activa) y la potencia total suministrada al hogar (potencia aparente) que circula a través de las instalaciones de distribución y provoca energía de pérdidas.  La energía reactiva es, en concreto, la que se precisa para mover el motor de un electrodoméstico, como por ejemplo heladeras, lavarropas, equipos de aire acondicionado, ventiladores. En cambio, la energía activa es aquella que se utiliza para alimentar lámparas incandescentes, planchas y estufas eléctricas. Es por esta razón que el gobierno apunta a corregir la Potencia Reactiva Inductiva, es decir, lo que se conoce como “Factor de Potencia”, de las instalaciones del usuario de distribución de energía eléctrica para evitar daños por sobrecargas en las redes de las distribuidoras o pérdidas por recalentamiento.

Frente a este objetivo, se decidió que los consumidores que habiten edificios en donde el valor de potencia sea inferior a 0,95 deberán instalar los equipos, afrontando el costo de los mismos, con el propósito de mejorar el factor de potencia de la demanda conjunta. Aun así, este valor de 0,95 es una alícuota que ya rige en otras provincias del país, como por ejemplo en Santa Fe donde el EPE, la empresa provincial de Energía, aplica ese porcentaje.

Desde el Ente precisaron que se encuentran trabajando en una normativa que complemente este programa y que exija ciertas determinaciones en el aparataje utilizado en los hogares. Lo que evalúan desde el gobierno es emitir una reglamentación que establezca parámetros técnicos para la fabricación de nuevos equipos, a fin de que estos requieran menos energía eléctrica. En ese sentido, ejemplificaron con los aires acondicionados e indicaron que deberían contar con una plaqueta que reduzca la generación de potencia reactiva.

A su vez, aseguraron que hasta que no se agote la vida útil de los equipos con los que cuentan los usuarios en sus casas, que no poseen tecnología que va en línea con la eficiencia energética (como sí es el caso los aires acondicionados inverter, por ejemplo) la solución es instalar un banco de capacitores en los domicilios a fin de mejorar el desempeño de la red.

Rol de las distribuidoras y costos adicionales

En la normativa se detalla que Edenor y Edesur tendrán que informar a cada inmueble cuál es el valor registrado de potencia. Las distribuidoras serán las encargadas de realizar la medición, que estará supervisada por el ENRE, y no cobrarán ningún cargo por el registro de esos datos. A su vez, en la resolución se habilita a las compañías a proveer los equipos, como una actividad no regulada. Y se permite que el costo del capacitor se traslade a la tarifa de los usuarios.

En cuanto a la instalación de los capacitores y el costo adicional que esto representa para los hogares, las fuentes consultadas del Ente indicaron que “esta medida apunta a mejorar la performance del sistema en su conjunto. La imposibilidad de colocar bancos de capacitores en cada medidor individual conlleva a poner uno en la entrada de los edificios. Es un problema insoluble”.

También, que esta decisión puede traer ventajas de calidad en un tiempo corto que permitirían amortiguar, sobre todo en el periodo estival, los dos picos de consumo que se registran durante la tarde y la noche.

, Loana Tejero

El proyecto de Ley Ómnibus que impulsó el gobierno de Javier Milei en el Congreso finalmente volvió a comisión en el tratamiento legislativo. Si bien fue aprobada en general, ahora el texto retornó a foja cero. El articulado tenía una seria de regulaciones y modificaciones para el sector energético que, ahora, quedaron en el camino. Ahora, con la caída del proyecto, queda fuera de juego, al menos por ahora, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), clave para el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que impulsa YPF junto con la malaya Petronas. De este modo, por ahora el gobierno no podrá avanzar en modificaciones sobre hidrocarburos, privatizaciones, biocombustibles, emergencia tarifaria, entre otras.

Hidrocarburos

La Ley Ómnibus establecía una serie de 40 modificaciones sobre la normativa 17.319 que regula el sector de petróleo y gas desde 1967. Una de las principales modificaciones era el artículo 6, que cambiaba el histórico principio de autoabastecimiento que reguló la comercialización de hidrocarburos durante la última seis décadas.

Era un punto de quiebre en el paradigma de la regulación petrolera en la Argentina, dado que jerarquizaba la exportación de petróleo y gas como uno de los grandes objetivos de la política petrolera del Estado. La modificación de ese artículo incluso había generado una fuerte discusión interna en el seno de la industria, dado que no existió consenso entre las principales petroleras a la hora de ajustar la letra chica de ese artículo, tal como publicó EconoJournal. Finalmente, la última versión del proyecto de Ley establecía que “los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrían exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, y sujeta a la no objeción de la Secretaría de Energía”, un texto que que más allá de los bemoles contaba con el beneplácito de los privados. Sin embargo, con la Ley Ómnibus fuera de la agenda del Congreso, se perdió la posibilidad de modificar la redacción original del artículo 6 de la Ley 17.319 que durante los últimos 20 años fue utilizado como una herramienta discrecional para intervenir sobre los precios del petróleo en el mercado interno, ralentizando la señal de inversión en los yacimientos argentinos.

Concesiones petroleras

El sector de hidrocarburos iba a sufrir con la ley ómnibus una modificación clave que tenía que ver con las concesiones. En la primera versión de la Ley Ómnibus, el artículo 35 de la Ley 17.319 se eliminaba la posibilidad de otorgamiento de prórrogas por 10 años para los titulares de las concesiones petroleras.

La incorporación del artículo 47 bis impulsaba a no otorgar prórrogas y las provincias petroleras iban a tener que realizar licitaciones. Este artículo generó críticas del sector ya que muchas licitaciones vencen entre 2025 y 2027, por ejemplo, en Río Negro, que vencen 33 concesiones. Finalmente, en la última versión que obtuvo dictamen se había reestablecido que las petroleras puedan acceder a las prórrogas por 10 años de las concesiones vigentes.

Grandes Inversiones

Con la caída del megaproyecto de ley también quedó afuera el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El artículo 338 del texto señalaba que “se otorgará a los titulares y/u operadores de grandes inversiones en proyectos nuevos o ampliaciones de existentes que adhieran, los incentivos, la certidumbre, la seguridad jurídica y la protección eficientes de los derechos adquiridos a su amparo”.

La normativa era clave para que avancen grandes proyectos como los de Gas Natural Licuado (GNL), como tiene diseñado YPF con la malaya Petronas. Pero también es estratégico para destrabar la inversión en grandes proyectos de infraestructura hidrocarburífera como una planta de separación —una especie de Mega II— para aprovechar los líquidos que contiene el gas húmedo de Vaca Muerta que está en carpeta de grandes empresas como Tecpetrol, Pluspetrol y TGS. El RIGI estaba pensado también como una herramienta para poder destrabar la concreción de megaproyectos de cobre en la Precordillera de los Andres, que requieren de una inversión intensiva de capital. La materialización de alguna de esas iniciativas que hoy están en etapa de factibilidad —como Altar, Los Azules, José María, Taca Taca o Agua Rica, entre otros— es tal vez la principal apuesta de gestión de la secretaria de Energía, Flavia Royón.   

Biocombustibles

El proyecto de ley del gobierno había logrado que las pymes productoras de biodiesel y bioetanol se pongan de acuerdo -a priori, dos sectores con intereses encontrados- para criticar la normativa. La Sección IV – Ley N° 27.640 del proyecto ómnibus establecía nueve modificaciones al sector de biocombustibles, fuertemente regulado.

Los bios terminaron siendo un tema relevante en la caída de la ley porque requería de los votos de legisladores de Santa Fe y Córdoba, dos provincias centrales porque producen biodiesel y bioetanol maicero. Finalmente, varios diputados de las provincias productoras (también se incluye a Entre Ríos, Buenos Aires, San Luis, Tucumán, Salta) no dieron apoyo al proyecto.

Entre otras modificaciones, el proyecto del gobierno excluía por un período extenso el ingreso de las petroleras a producir bios y las pymes se oponían porque permitía el ingreso de las grandes cerealeras al mercado local, hoy vedado por la normativa desde 2006. Además, establecía nuevos parámetros en el otorgamiento de cupos para cubrir la demanda local y fijaba un cronograma para incrementar el porcentaje de mezcla del bioetanol con las naftas (hoy en 12% pero ascendía hasta llegar a 27%) y biodiesel con el gasoil (hoy en 7,5% y previsto en el proyecto hasta 15% en el año 2028).

Privatizaciones

El Capítulo II, en el artículo 7, el gobierno pretendía habilitar la venta total o parcial de empresas públicas. Si bien en un principio YPF encabezaba el listado de firmas “sujetas a privatización”, luego la compañía se sacó del listado, que comenzó con 41 empresas a 16 en la última versión del proyecto. De esas 16, las vinculadas al sector energético terminaron siendo Enarsa y Yacimientos Carboníferos de Río Turbio (YCRT), mientras que Nucleoeléctrica Argentina (opera las tres centrales nucleares del país) quedó en el listado de empresas sujetas a privatización parcial y con mayoría accionaria estatal.

Con la caída de la Ley Ómnibus también quedó trunca la transferencia del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) al Tesoro, que implicaba la venta de las acciones que el Estado tiene en distintas empresas, muchas del sector energético.

Emergencia tarifaria, Zona Fría y entes reguladores

El proyecto proponía en el artículo 1 declarar la emergencia en materia tarifaria y energética (entre otros sectores) hasta el 31 de diciembre de 2024, con posibilidad de prórroga de un año más. El artículo 3 contenía la delegación de facultades legislativas al Poder Ejecutivo en las materias declaradas en emergencia.

Si bien en la última versión con dictamen no estaba contemplado, el original de la Ley Ómnibus preveía el fin del régimen de Zona Fría y Zona Patagónica para el gas, el plan de subsidios por factores climáticos que, con la ampliación de 2021, abarcaba a casi la mitad de los usuarios del país. Además, se cayó la Sección V, artículo 196, que establecía la unificación de los entes reguladores Enargas y Enre en un solo organismo que se iba a llamar “Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad”.

La Ley Ómnibus contemplaba también modificaciones en el marco regulatorio del gas, energía eléctrica, la legislación ambiental referida a la Ley de Hidrocarburos 27.007 (2014) y sobre la transición energética en cuanto a la asignación de derechos de emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

, Roberto Bellato

El gobierno llamó a una nueva audiencia pública con el objetivo de evaluar la redeterminación de la estructura de subsidios vigente y precisar cómo se implementará la Canasta Básica Energética (CBE), la nueva herramienta con la que se asistirá a los hogares vulnerables, a fin de asegurarles el acceso al consumo de electricidad y gas natural. El encuentro se celebrará el próximo 29 de febrero de forma virtual a partir de las 10. La inscripción deberá realizarse mediante la página web de la Secretaría de Energía entre los días 7 y 27 de febrero.

A través de la resolución 8/2024 publicada este miércoles en el Boletín Oficial, desde la Secretaría de Energía destacaron que se incluirá la consideración de los subsidios destinados a aquellos usuarios que carecen de conexión a la red de gas natural. También, su incidencia sobre el precio estacional (PEST) en el Mercado Mayorista Eléctrico (MEM), el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y el precio del gas propano indiluido por redes y la readecuación del esquema de subsidios previsto en el Programa Hogares con Garrafa (HOGAR) aprobado por el Decreto N° 470 del 30 de marzo de 2015.

Cambios en el esquema de segmentación

El objetivo del gobierno es modificar el régimen de segmentación tarifaria creado durante la gestión de Alberto Fernández, que se estableció a través del decreto 332/2022. Esto es así dado que argumentan que los regímenes de beneficios “han demostrado no generar señales correctas en el uso de los insumos energéticos, alentando el consumo de un bien escaso y otorgándolo en forma generalizada, dejando como opción para la asignación eficiente del recurso la renuncia del propio interesado”.

En la resolución que lleva la firma del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, se señala que se deberán efectuar diversas modificaciones con el objetivo de redeterminar y asignar los beneficios propendiendo al uso responsable de los recursos públicos. A su vez, se destaca que para ese proceso “se tomarán en cuenta los ingresos reales, regulares y corrientes de un hogar y el abastecimiento de las necesidades básicas cuyo cubrimiento se pretende asegurar mediante el otorgamiento de subsidios”.

También, que corresponderá realizar la fijación de la porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a ser subsidiado por el Estado Nacional y definir mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios determinando los roles y tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, empresas concesionarias.

Semanas atrás, Rodríguez Chirillo había precisado que uno de los ejes rectores de la política tarifaria sería el otorgamiento de los subsidios solamente a los sectores más vulnerables, estableciendo volúmenes máximos de gas y electricidad subsidiados según la zona geográfica de residencia. 

Asimismo, desde el gobierno indicaron que, a los efectos de calcular el costo de los consumos básicos, se considerarán las tarifas vigentes en cada punto de suministro para implementar la segmentación de la asignación de subsidios a los usuarios.

, Loana Tejero

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, les adelantó el jueves a las petroleras no integradas que la compañía no les va a reconocer en marzo el precio internacional del crudo en el mercado interno como se había consensuado en diciembre. Según pudo confirmar Econojournal de fuentes privadas, el ejecutivo comunicó la novedad en la sede de la cámara de empresas productoras de hidrocarburos luego de un pedido que le formuló en ese sentido el ministro de Economía, Luis Caputo. La intención oficial es mostrar una desaceleración mayor de la inflación. Por eso pidió que la recomposición del precio sea un poco más gradual.  

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, le hizo el mismo pedido a representantes de empresas petroleras con los que conversó durante los últimos días.

Las últimas subas

Luego de que Javier Milei fue electo presidente el pasado 19 de noviembre, las petroleras avanzaron rápidamente con una recomposición real de sus precios. En la Ciudad de Buenos Aires, por ejemplo, el 25 de noviembre YPF ajustó el precio de la nafta Premium un 13 por ciento. El 8 de diciembre aplicó otro 26,3 por ciento y el 13 de diciembre un 37 por ciento más. El 3 de enero subió un 26 por ciento y el pasado 1 de febrero otro 6,5 por ciento, que incluyó una actualización impositiva. De este modo, en poco más de dos meses el litro de nafta Premium pasó de 349 a 918 pesos por litro, un 163 por ciento.

Esa fuerte recomposición de ingresos le permitió a las refinadoras pagar 66 dólares por barril en el mercado local durante enero y la intención era llegar a la paridad de exportación en marzo. Con un Brent en torno a los 80 dólares, la paridad de exportación equivale a unos 71 dólares por barril una vez descontadas las retenciones (6,5 dólares) y el costo del flete (2 dólares).

Sin embargo, ese plan ahora quedó abortado, al menos momentáneamente. Todavía resta terminar de ajustar los impuestos a los combustibles de acuerdo al cronograma que fijó el gobierno la semana pasada y Caputo no quiere que a ese ajuste se le sume una suba adicional para recomponer márgenes en las próximas semanas.

, Redaccion EconoJournal

El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila, apuntó contra las empresas operadoras de la cuenca del Golfo San Jorge, que anunciaron una baja de la inversión en 2024. Cargó especialmente contra YPF luego de una reunión realizada la semana pasada en la que petrolera bajo control estatal confirmó su plan de disminuir los desembolsos en Chubut. También criticó en duros términos a Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint. Y adelantó que convocará a una movilización para el próximo 22 o 23 de febrero en la rotonda de ruta 3 y 26 en Comodoro Rivadavia para resistir la caída de la actividad hidrocarburífera en la cuenca.

Ávila participó el viernes de un encuentro en la Casa del Chubut en Buenos Aires del que participaron gobernador Ignacio “Nacho” Torres; el ministro de Energía e Hidrocarburos provincial, Federico Ponce; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; y representantes de las cuatro operadoras más grandes de la provincia (PAE, YPF, Tecpetrol y CAPSA), junto a miembros de la comisión directiva del sindicato.

El eje central fue definir las inversiones en la cuenca para 2024: allí YPF se comprometió a desembolsar unos US$ 250 millones en 2024, una baja del 20% con relación a 2023 (US$ 320 millones). Tecpetrol, que opera el yacimiento El Tordillo, que desde hace años ingresó en una marcada etapa de declinación por razones geológicas, anunció un desembolso de US$ 15 millones en el área. Una vez que los representantes cuantificaron las cifras de inversión, Ávila cambió el tono de la reunión, que había sido convocada en buenos términos por el gobernador. El propio Torres quedó descolocado.

El dirigente gremial —que en octubre de 2023 llegó al Congreso como diputado nacional en representación de Juntos por el Cambio, un cargo que le ofreció el gobernador patagónico— cuestionó a YPF por instalar desde hace algunas semanas que el Golfo San Jorge, la cuenca donde la compañía descubrió petróleo hace más de 100 años, ya no es más un activo estratégico dentro de su porfolio. El disparador de ese malestar fue una reunión realizada a mediados de enero en Comodoro Rivadavia en la que directivos de YPF comunicaron a referentes políticos, sindicales y empresariales de Chubut la decisión de buscar socios o empresas interesadas en operar sus campos maduros o secundarios. En ese cónclave se admitió que hoy la prioridad es concentrarse en Vaca Muerta para incrementar la producción de petróleo del país y de esa manera incrementar los saldos exportables.

Los directivos de YPF anunciaron, además, que deben encarar también una eficientización de costos en sus operaciones en el Golfo, dado que la empresa es la que registra en la cuenca el ratio más elevado de trabajadores asignados por pozo. YPF emplea 2,4 operarios por pozo, tres veces más que Capsa y un 50% más que Pan American Energy (PAE), el mayor productor de hidrocarburos de Chubut.

Trasfondo político

El malestar de Ávila en la reunión del viernes escaló a tal punto que, por la tarde, el sindicalista decidió ausentarse de la sesión en la cámara baja del Congreso aprobó en general la «Ley Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos», conocida como “Ley Ómnibus”. Diputados votará este martes en particular los capítulos de esa Ley.

La escalada del escenario debe interpretarse también a partir de un trasfondo político-sindical concreto. En lo gremial, Ávila tiene que contener la preocupación que se empezó a instalar en las bases del sindicato por una eventual salida de YPF. En los yacimientos de la petrolera que preside Horacio Marín trabajan más de 3200 operarios petroleros entre los que tiene ascendencia Sergio Kunkeshener, un ex delegado de SP (una empresa de perforación que fue absorbida por AESA, una subsidiaria de YPF) que hoy se desempeña como prosecretario de Actas del sindicato de petroleros de base de Chubut.

En lo político, el conflicto en Chubut puso de manifiesto un resquebrajamiento de la relación entre Ávila y Torres, que se empezó a enfriar a fines de diciembre. No fue casual que en un video difundido ayer, en el que el líder sindical directamente amenaza a las petroleras con ingresar a la fuerza a los yacimientos de la provincia si no obtiene una respuesta favorable del gobierno nacional, también cuestiona al gobernador de Chubut y lo conmina a tomar una posición frente al conflicto.

Parece que el mandatario recogió el guante porque ayer cuestionó a YPF porque «se quiere ir como si nada» de la provincia. «Anuncian muy libremente sus planes de devolución de áreas maduras sin tomar dimensión del enorme pasivo ambiental generado mientras lucraban en esas mismas áreas, haciendo usufructo de recursos que son de la provincia», sostuvo Torres a través de un comunicado difundido por Télam. Aún así, más allá del contrapunto político por esta cuestión en particular, el vínculo personal entre Torres y Ávila se mantiene activo y allegados a ambas partes señalaron que buscarán preservarlo pese a la belicosidad de la agenda petrolera.

El conflicto petrolero evidenció un resquebrajamiento de la relación entre Ávila y Torres.

El endurecimiento discursivo del mandatario es una novedad dado que en un primer momento se había mostrado más que propenso con el proceso anunciado por YPF de encontrar petroleras independientes que le pongan foco al desarrollo de campos maduros en la provincia.

Evitable

Lo curioso es que más allá del conflicto político entre referentes de la provincia y la sobrepresentación pública que adquirió la desinversión de YPF en el Golfo San Jorge, lo concreto es que la petrolera bajo control estatal no prevé salir —al menos no completamente— de Chubut.

Desde un primer momento, la petrolera dejó en claro que no se desprenderá de Manantiales Behr, su principal área en la provincia, donde lleva adelante desde hace algunos años un proyecto de recuperación terciaria (con polímeros) de crudo y además construyó un parque eólico de la mano de YPF Luz, otra de sus empresas controladas.

Además, el crudo Escalante es importante para el complejo refinador de YPF, que precisa de crudos más pesados (como el del Golfo) para blendear con el petróleo Medanito de Vaca Muerta, mucho más liviano.
Por eso, YPF anunció para este año una inversión de alrededor de US$ 250 millones, una cifra para nada despreciable. Es cierto es en 2023 desembolsó unos US$ 320 (un 20% más), pero no es un recorte que en sí mismo explique la escalada conflictiva que se registró en los últimos días.

Cómo sigue el conflicto

Sobre la reunión realizada el viernes pasado, Ávila precisó: “Nos dejó muy mal parados, ahora dependemos de que el gobernador y el intendente de Comodoro Rivadavia se pongan de acuerdo para enfrentar a las operadoras y que se hagan cargo del pasivo ambiental”. Macharashvili ya dejó en claro en declaraciones públicas y en reuniones privadas con representantes empresariales de la cuenca que no quiere que YPF reduzca su presencia en Chubut,.

“Cuando se habla de baja de inversiones se está tratando de golpear ala provincia de Chubut. Indudablemente entendemos que es un yacimiento maduro, viejo, pero la inversión se está yendo para otro lado y a Chubut la dejan descartada”, señaló Ávila en diálogo telefónico con EconoJournal.

En un video difundido por El Comodorense, Ávila cuestionó que “tenemos que seguir esperando que a los señores se les ocurra ver cómo siguen bajando la inversión y si encuentran alguna empresita (sic) que quiera quedarse con el pasivo ambiental de la provincia de Chubut”. “Este es el negocio de YPF, nosotros lo vamos a discutir, lo vamos a pelear”, determinó.

“Deben hacerse cargo del pasivo ambiental que le ha hecho tanto daño a la cuenca. Comodoro Rivadavia era una ciudad con un yacimiento a su alrededor. Se perforó el mar y los pozos no se taparon. El 90% de ese pasivo le corresponde a YPF”, dijo el diputado. Y cerró con una advertencia directa: “entre el 22 y 23 de febrero vamos a movilizar todo Comodoro Rivadavia. Vamos a entrar al yacimiento, van a tener que traer mucha Policía y mucha Gendarmería para que nos detengan a nosotros”.

, Redaccion EconoJournal

Con la quita de subsidios, el aumento de la conciencia ambiental y los avances tecnológicos, cada vez más personas consideran cambiarse a la energía solar para reducir su huella de carbono, lograr autonomía energética y ahorrar en costos de electricidad a largo plazo.

¿Cuánto cuesta instalar energía solar en Argentina?

El costo total de instalar energía solar en una casa puede variar según el tamaño del sistema y los equipos seleccionados. En la Argentina, se estima que el costo de un sistema de energía solar residencial puede oscilar entre US$ 4,000 y US$ 12,000 (dolar BNA vendedor). Sin embargo, vale la pena considerar que este costo inicial se amortizará a lo largo del tiempo gracias al ahorro en la factura de electricidad y los incentivos fiscales disponibles. A esto se le suma la larga vida útil de los paneles, que ronda los 25 años.

Gracias a la creciente popularidad de la energía solar, los precios han disminuido significativamente en los últimos años. Solar Linkers ofrece un cotizador online y gratuito para obtener una estimación más precisa. Este cotizador brinda acceso a energía solar sin necesidad de conocimientos técnicos y muestra un presupuesto adaptado a las necesidades específicas de cada posible usuario.

¿Cómo instalar un sistema de energía solar en casa?

La instalación de un sistema de energía solar en el hogar es un proceso que requiere ciertos conocimientos y habilidades técnicas. Aunque algunos propietarios experimentados pueden optar por realizar la instalación por sí mismos, la mayoría prefiere contar con la asistencia de instaladores profesionales certificados. Antes de proceder, es importante realizar un estudio de viabilidad para determinar el tamaño óptimo del sistema y la ubicación adecuada de los paneles solares.

¿Dónde se puede colocar un panel solar?

Los paneles solares pueden instalarse en una variedad de lugares siempre que reciban una cantidad adecuada de luz solar. Los lugares más comunes son el techo de la casa, patios o jardines, e incluso estructuras independientes en el terreno. La orientación y la inclinación de los paneles solares también son factores importantes a considerar para maximizar la captación de energía solar.

¿Qué se necesita para instalar un sistema de paneles solares?

Para instalar un sistema de paneles solares, se requieren algunos componentes esenciales. Los principales son los paneles fotovoltaicos, un inversor que convierte la energía solar en electricidad utilizable, soportes para montar los paneles y un sistema de almacenamiento de energía, como baterías, si se desea almacenar el exceso de energía generada. Además, se necesitarán cables y dispositivos de protección eléctrica para garantizar un funcionamiento seguro del sistema.

¿Qué cantidad de paneles solares se requiere para una casa?

La cantidad de paneles solares necesarios para una casa dependerá del consumo de energía del hogar y la capacidad de generación de los paneles solares seleccionados. Un instalador profesional podrá realizar un análisis detallado y proporcionarte la cantidad óptima de paneles necesarios para cubrir tus necesidades energéticas.

Incorporar energías limpias

Ante la realidad cada vez más evidente del cambio climático y las olas de calor extremas que estamos experimentando, la incorporación de energías limpias, como la solar, se vuelve imprescindible. Según el IPCC, Julio 2023 ha sido catalogado como el mes más caluroso de la historia de la Tierra, lo que pone de manifiesto la urgencia de tomar acciones para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. La energía solar no solo ofrece una alternativa sostenible y renovable, sino que también puedeayudar a mitigar el impacto del cambio climático y a proteger nuestro planeta para las futuras generaciones. Es momento de actuar y aprovechar el poder del sol para un futuro más fresco y limpio.

El aumento en la conciencia ambiental y los avances tecnológicos están impulsando la adopción de la energía solar en la Argentina y en todo el mundo.

Con el acceso a información y herramientas como el cotizador de Solar Linkers, la instalación de energía solar se ha vuelto más accesible para todos, sin importar los conocimientos técnicos previos que se tengan.

Además, las opciones para cambiar y mejorar los sistemas fotovoltaicos domésticos, como se describe en el artículo “Qué opciones tenemos para cambiar nuestro sistema fotovoltaico doméstico“, están abriendo nuevas posibilidades para una mayor eficiencia energética.

El país se encuentra en un momento ideal con la incorporación del usuario generador comunitario en el marco de generación distribuida, como se detalla en el artículo “Argentina incorpora al usuario generador comunitario en el marco de generación distribuida“, lo que ofrece aún más oportunidades para que los ciudadanos participen activamente en la transición hacia una energía más limpia y sostenible.

La instalación de energía solar en Argentina es una opción prometedora para reducir los costos de electricidad y contribuir al cuidado del medio ambiente. Cada vez más hogares están disfrutando de los beneficios de la energía solar en el país.

, Emiliano Eftimio

Genneia, la compañía líder en energías renovables en Argentina, superó los 1000 MW de potencia instalada con energías renovables. Desde la compañía destacaron este resultado y aseguraron que «es un hito sin precedentes en el país».

Según informaron, este acontecimiento se obtuvo tras la puesta en operación de del tercer parque solar fotovoltaico de la compañía Tocota III, ubicado a 65 km al norte de la localidad de Calingasta, en San Juan, con una capacidad instalada de 60 MW.

El parque

La construcción del parque solar requirió una inversión de más de 50 millones de dólares, obtenidos por la compañía a través de la emisión de obligaciones negociables calificadas como bonos verdes. A partir de ahora, Genneia pasa a operar 10 parques renovables, siete eólicos y tres solares.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, expresó: “Estamos muy orgullosos de haber alcanzado 1 GW de potencia instalada, un logro enorme para la compañía y para nuestro país. Esto confirma una vez más nuestro compromiso en materia de sustentabilidad, apostando en iniciativas que contribuyan a la lucha contra el cambio climático y a la descarbonización de la industria».

A su vez, el ejecutivo aseguró que desde la compañía seguirán trabajando para sumar valor y potenciar las prácticas de la empresa para que Genneia siga siendo la firma referente de las energías sustentables en la Argentina.

Renovables

La empresa continúa avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. 

Según los datos surgidos de CAMMESA, durante el 2023 Genneia generó un total de 3.495.819 MWh de energía solar y eólica. Esta cantidad equivale al consumo de aproximadamente 919.000 hogares, y es así como la compañía reafirma su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1,66 millones de toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera en el pasado año.

Agosto se destacó como el mes de mayor generación, con un registro total de 371.395 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 639.184 MWh de energía limpia. De este modo, desde la compañia destacaron que «Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 19% del total de la potencia instalada, conformada por un 21% de la generación de la energía eólica y el 12% de la energía solar».

La empresa

Durante la última década, Genneia experimentó un sostenido crecimiento, aumentando su capacidad instalada en 3,5 veces y transformando su matriz de generación hacia lo renovable con inversiones por más de 1.200 millones de dólares entre 2016 y 2023.

A través de un comunicado, desde la firma remarcaron que «Genneia refuerza su papel en el ámbito de las finanzas sostenibles, a través de la emisión de cinco bonos verdes locales por 159 millones de dólares durante el 2023 y, por más de 700 millones de dólares en los últimos 2 años». Además, es el principal emisor de Bonos de Carbono del país, y lidera el mercado MATER con más de 30 clientes del sector corporativo.

«Esta multiplicidad de logros demuestra el fuerte compromiso que tiene la empresa con el desarrollo sostenible, la lucha contra el cambio climático y la transición hacia una matriz energética más limpia y neutra en emisiones», concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía publicó este lunes en el Boletín Oficial la actualización del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) para los nuevos cuadros tarifarios de los usuarios de altos ingresos, denominados Nivel 1 en la segmentación. Lo hizo a través de la resolución 7/2024. Tal como adelantó en exclusiva EconoJournal el miércoles pasado, el gobierno implementó un cambio en la política tarifaria y aplicó un aumento en las tarifas para los usuarios de mayores ingresos, que pagarán el costo real (sin subsidio) de la energía a partir del 1° de febrero, y postergó para mayo la quita de subsidios para los hogares del Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios), que seguirán pagando la energía alrededor del 10% del costo real.

El cambio en la política comenzó con la decisión del ministro de Economía, Luis Caputo, de adelantar la suba de tarifas de la electricidad para los usuarios residenciales y diferir en el cronograma la suba en las facturas del gas natural. Luego, el Palacio de Hacienda y la Secretaría de Energía, a contramano de lo que estaba previsto, definieron aplicar la suba de tarifas para los hogares N1 y postergar la quita de los subsidios para el resto.

Aumento desde febrero

La resolución, firmada por Eduardo Rodríguez Chirillo, aprueba la Reprogramación Trimestral de Verano para el período que va del 1° de febrero al 30 de abril y que surge de cálculos que eleva a la cartera energética Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Así, el precio estacional para los usuarios N2 seguirá siendo hasta mayo de $ 2.981 por megawatt por hora (MWh) y para el N3 quedará -como hasta ahora- en $ 3.756. Esos dos segmentos representan cerca de un 65% del total de los hogares de todo el país.

En cambio, el nuevo precio estacional de la energía (sin subsidio) vigente hasta fines de abril es de $ 44.401 por MWh para el “resto de los segmentos”, donde se incluye a los hogares de altos ingresos N1 y también impacta en los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), organismos públicos y en los hogares N3 que se excedan de los 400 kWh/mes subsidiado y de los 650 MWh/mes para 11 provincias del NOA y NEA. Para los hogares de altos ingresos, que suman un tercio del total, el salto en las facturas será significativo ya que en enero pagaron $ 21.000 por MWh y ahora abonarán el PEST más del doble.

En la resolución se aclara que los sectores públicos de la educación (universidades) y la salud (hospitales) pasarán a pagar las facturas finales de manera plenas, es decir, sin subsidio. La salud y educación venía pagando un precio diferencial. Otro rubro de usuarios que tendrán aumentos son los comercios pequeños, que será cercano al 140% en las facturas. Se trata de los usuarios no residenciales con consumo entre 10 kW y 300 kW como kioskos, panaderías, almacenes y talleres, entre otros.

El gobierno también estableció un aumento en el Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) para los usuarios N1, que estaba en $ 80.000 MWh por mes y pasó a $ 2.682.088 por MWh por mes. Es decir, el salto del precio de la potencia fue de 3.250%. En concreto, antes el valor de la potencia tenía un impacto de alrededor de 1% en la factura final y ahora, con el nuevo aumento, pasará a representar hasta 10%. Para los N2 y N3 el precio de la potencia sigue congelado en $ 80.000 MWh por mes.

El artículo 4 de la resolución también actualiza hasta el 30 de abril los Precios Estabilizados de Transporte (PET) sobre el servicio de alta tensión y distribución troncal para las distribuidoras y cooperativas eléctricas del país. El articulado también excluye a los usuarios N2 y N3.

Postergación

La decisión del Poder Ejecutivo de postergar la quita de subsidios a los hogares N2 y N3 y aplicar aumentos sólo a los N1 tuvo que ver con evitar una posible judicialización a la suba de las tarifas y, de este modo, retrasar el objetivo de quitar los subsidios energéticos para reducir el déficit fiscal. De todos modos, diferir la quita de subsidios para el 65% de los usuarios implicará que el Estado tendrá que desembolsar entre 100 y 200 millones de dólares más por mes.

Los hogares medios y populares tendrán un aumento de las tarifas a partir de mayo. Posiblemente esto ocurra cuando el gobierno haya definido la implementación y alcance de la Canasta Energética Básica (CEB), la herramienta que utilizará la Secretaría de Energía para quitar los subsidios a los hogares medios y bajos. Contemplará un mínimo de consumo subsidiado para hogares vulnerables, pero para esto la cartera energética tendrá que realizar una nueva audiencia pública.

, Roberto Bellato

Argentina Lithium & Energy Corp, miembro del Grupo Grosso, dio a conocer los resultados que obtuvieron los pozos exploratorios N°10 y N°11 de su proyecto de litio Rincón Oeste, ubicado en Salta. En ese sentido, destacaron que las muestras recogidas en una sección de 295,5 metros del primer pozo oscilaron entre 245 y 366 miligramos por litro (mg/l) de litio. Mientras que las muestras recolectadas en una sección de 321 metros del pozo N°11 fueron entre 246 y 344 mg/l de litio.

Miles Rideout, vicepresidente de exploración de la compañía, explicó que el décimo pozo de exploración se ubicó para probar la continuidad del acuífero de salmuera a medida que la perforación se extiende hacia el este hasta la cuenca principal del salar. “Estos resultados demuestran calificaciones sólidas y continuas y una duración de intervalo excepcional”, remarcó.

En esa misma línea, detalló que para el pozo N°11 se desplazaron 2,7 kilómetros hacia el sureste, para probar el salar en la parte sur y este del bloque principal en el proyecto Rincón Oeste. 

Rideout indicó que “esto produjo otro largo intervalo de salmueras concentradas y núcleos recuperados que contienen cloruro de sodio (halita cristalina fracturada) y sedimentos gruesos y mal cementados, que pueden ser formaciones excelentes para el potencial de bombeo”.

Sobre este proceso, informó que no han podido llegar al fondo de la formación de la cuenca en el pozo N°11. No obstante, advirtió que la compañía planea extender la perforación en curso a mayores profundidades para poder perforar la roza y definir el fondo del acuífero.

El proyecto

La iniciativa Rincón Oeste, ubicado aproximadamente a 150 kilómetros del pueblo de San Antonio de los Cobres, cubre 5198,8 hectáreas de la cuenca salar, que consta de tres bloques de propiedades adyacentes al proyecto Rincón de Rio Tinto. Los pozos de perforación N°10 (RW-DDH-011) y N°11 (RW-DDH-011) representan los dos primeros pozos del programa de seis pozos planificados para la propiedad Rinconcita II.

A su vez, la propiedad Rinconcita II representa una extensión continua de la cuenca arenosa occidental en Rincón Oeste, hacia el este sobre el salar de Rincón.

, Loana Tejero

 La Escuela Técnica Virtual del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) es una unidad académica especializada en ofrecer una formación técnica en el campo de la industria del petróleo y el gas, 100% virtual. El proceso de inscripción para la cursada 2024 ya se encuentra abierto. Las clases comenzarán el 11 de marzo.

La Escuela propone una formación para abordar la falta de técnicos en petróleo y gas, estableciéndose para equilibrar los roles laborales en la industria. A su vez, además de la formación técnica, la institución organiza conferencias, charlas virtuales y foros para compartir conocimientos con profesionales.

La meta es proporcionar una formación exhaustiva para preparar a los estudiantes y garantizar carreras exitosas en el sector petrolero.

Formación y objetivos

En la Escuela se ofrece un programa de Técnico en Petróleo y Gas de tres años, compuesto por 41 materias. Entre los objetivos que tiene la unidad académica se destacan:

Ofrecer programas educativos virtuales de alta calidad en el campo del petróleo y el gas, que respondan a las necesidades y demandas de la industria.

Proporcionar a los estudiantes una formación sólida en conocimientos técnicos y prácticos, que les permita desempeñarse eficientemente en diversas áreas de la industria.

Promover la investigación y el desarrollo de nuevas tecnologías en el ámbito del petróleo y el gas, a través de la colaboración con profesionales y expertos del sector.

Fomentar una cultura de seguridad, responsabilidad ambiental y cumplimiento de normativas en todos los niveles de la formación y la práctica profesional.

Establecer alianzas estratégicas con instituciones y empresas del sector para enriquecer la formación y promover oportunidades de empleo y desarrollo profesional para nuestros egresados.

Los interesados podrán inscribirse a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

Pampa Energía lideró por sexto año consecutivoel segmento de generación eléctrica durante 2023. La compañía entregó al sistema 20.979.481 megawatts por hora (MWh), un 15% más que en 2022, según informó Cammesa. Esta cifra fue alcanzada a través sus nueve centrales termoeléctricas, tres centrales hidroeléctricas y cuatro parques eólicos, ubicados en distintos puntos del país.

En base a estos resultados, Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, expresó: “Nos enorgullece ser, por sexto año consecutivo, la empresa independiente que más energía eléctrica generó en la Argentina. Este nuevo hito fue posible gracias a la confiabilidad de nuestras plantas y a que durante 2023 pusimos en marcha el Parque Eólico Pampa Energía IV y el ciclo combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán”.

Asimismo, el ejecutivo agregó que “es el resultado del fuerte compromiso que tenemos con el desarrollo del país y la decisión de seguir invirtiendo para sumar capacidad instalada”.

Actualmente, la compañía opera 5.332 MW de potencia de generación y se encuentra desarrollando un nuevo parque eólico de 140 MW, en la localidad de Bahía Blanca.

, Redaccion EconoJournal

La ola de calor que atraviesa gran parte del país, que elevó las temperaturas cerca de los 40° en varias provincias, provocó que este jueves se registre un nuevo pico de consumo eléctrico a nivel nacional. A las 14.48 de hoy el consumo demandado en el Sistema Interconectado Nacional (SADI) alcanzó los 29.653 MW, superando la marca histórica de 29.105 MW del 13 de marzo de 2023.

Pese al alto requerimiento del sistema, hasta el momento no se registraron fallas ni el sistema de generación ni tampoco en el de transmisión eléctrica. “Después de las 16.00 la curva de demanda ya empezó a aplanarse, hubo fuerte consumo en el Gran Buenos Aires (GBA) y se operó cerca de los límites máximos del sistema de transporte eléctrico en los corredores de Comahue y del Litoral”, explicó una fuente privada del sector eléctrico.

Las usinas térmicas fueron las responsables de aportar gran parte de la electricidad ya que generaron 16.386 MW. Las centrales hidroeléctricas se ubicaron en segundo lugar con 6.939 MW. Aun así, se debió importar energía de países limítrofes para cubrir el pico. De Brasil se importaron 2.079 MW, de Bolivia unos 100 MW y de Chile otros 80 MW, según datos de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que a su vez está encargada del despacho de energía.

Consumo

El récord se registró cuando la temperatura en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se encuentra la mayor demanda del país, llegó a los 36°. Desde la Secretaría de Energía advirtieron que el sistema se encuentra operando con las mínimas reservas técnicas para evitar colapsos intempestivos. También, que las importaciones de energía “forman parte de las medidas que buscan mitigar un sistema que hoy está saturado y al borde del colapso, producto de años de falta de inversión y tarifas congeladas, que generó una extrema vulnerabilidad del sistema”.

Falta de suministro

Ante las altas temperaturas y con el nuevo pico de consumo, se registró un total de 55.952 usuarios sin suministro eléctrico a las 14:50 horas de este jueves en las áreas de concesión de Edenor y Edesur, que representan cerca del 1% de la demanda de ambas compañías. En el área de Edesur fueron 39.057 y en la de Edenor 16.895.

Fuentes allegadas a Edenor precisaron que a pesar de la ola de calor la compañía se encuentra trabajando como en un día de operatoria normal, sin dificultades en la red. A su vez, que prevén que para la semana que viene (que también se registrarán altas temperaturas) estiman que no habrá grandes inconvenientes y que durante el fin de semana -que se espera que haya una leve baja en la temperatura- se desestresará la red eléctrica.

También, comunicó que Edenor aún se encuentra lejos del récord de consumo que registró el año pasado de 5.941 MW dado que hoy la demanda se ubica en torno a los 5.600 MW.

, Loana Tejero

La Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, autorizó una suba de 25,4% en el bioetanol de caña de azúcar y de 15,7% en el etanol elaborado a base de maíz. Ambos productos se mezclan con la nafta. En biodiesel, que se mezcla con el gasoil, la suba fue sólo de 1,8%. Los incrementos comenzaron a regir a partir de este 1° de febrero. El aumento de los bios pone más presión al precio de los combustibles porque las refinadoras -YPF, Axion, Shell y Puma- están obligadas por ley a mezclarlos con las naftas y el gasoil antes del expendio en las estaciones de servicio.

La resolución 6/2024 publicada este jueves en el Boletín Oficial eleva el precio de adquisición del etanol cañero de $ 465,84 a $ 584,18 el litro (25,4%) para su mezcla obligatoria con las naftas para el mercado local. El etanol de maíz saltó de $ 463,9 a $ 537 el litro (15,7%).

En tanto, a través de la resolución 5/2024, la cartera energética incrementó el precio de la tonelada de biodiesel de $ 923.590 a $ 940.334 (1,8%) para su mezcla con el gasoil.

Por la Ley N° 27.640, el bioetanol de caña de azúcar y el de maíz se mezclan en un 12% (6% cada uno) con las naftas. Las refinadoras lo adquieren de las plantas productoras de biocombustibles. El biodiesel se mezcla en un 7,5% con el gasoil antes de su expendio para el mercado local.

La regulación de los biocombustibles es un tema que se está debatiendo en el Congreso porque forma un apartado del proyecto de Ley Ómnibus.  

, Roberto Bellato

Tras la decisión del ministro de Economía, Luis Caputo, de cambiar el cronograma de aumentos de tarifas y adelantar la suba de la electricidad, en la Secretaría de Energía estaban trabajando sobre la letra chica de la resolución que va a actualizar el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) para que los usuarios comiencen a abonar el costo real y se cumpla con la meta de reducir el déficit fiscal energético.

Sin embargo, fuentes cercanas al Ministerio de Economía confirmaron a EconoJournal que el gobierno evalúa ahora mantener el precio estacional para los hogares de clase media y sectores populares, es decir, para los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) y el Nivel 3 (ingresos medios), por lo menos durante febrero y marzo. Los únicos que pagarían la tarifa plena serían los usuarios de Nivel 1, que representan poco más de un tercio del total.

Funcionarios del Palacio de Hacienda y de la Secretaría de Energía están terminando de definir en la tarde de este miércoles la letra chica de la resolución que definirá cuánto aumentarán los precios estacionales de la electricidad a partir de mañana 1º de febrero.

Lo que este medio pudo averiguar a partir de un relevamiento de fuentes públicas y privadas es que el precio estacional de la electricidad para los usuarios N2 seguirá siendo $ 2981 por megawatt por hora (MWh) y para los N3, 3756 pesos. Esos dos segmentos representan cerca de un 65% del total de hogares de todo el país. Mantener congelado el precio de la energía que está incluido en los cuadros tarifarios de las distribuidoras en lo referido a esos niveles implicará que el Estado seguirá costeando subsidios por entre 100 y 200 millones de dólares más por mes. Se prevé que la quita se subsidios para sectores medios y populares recién se retome probablemente a partir de abril.

Los únicos hogares que sufrirán un incremento del costo de la energía en sus facturas serán los del Nivel 1 (altos ingresos), que en enero pagaron $ 21.000 por MWh consumido y a partir de febrero pagarán cerca de 50.000 $/MWh, es decir, el costo real de la electricidad que en el primer trimestre del año promediará los US$ 57,6 por MWh, según la programación estacional de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Marcha atrás

¿Cuál es la razón de la suspensión de la quita de subsidios? Básicamente, el gobierno prefiere no modificar el statu quo de los niveles 2 y 3 hasta haber oficializado cómo se implementará la “Canasta Básica Energética” (CBE), la nueva herramienta con la que el gobierno pretende asignar los subsidios a los hogares.

La CBE, que contemplará una subvención para una determinada cantidad de kWh por mes, podría llegar a aplicarse recién durante el segundo trimestre de 2024. Pero para avanzar en esa dirección, una condición necesaria es realizar una nueva audiencia pública en la que la Secretaría de Energía precise cómo funcionará el nuevo esquema de subvención a las tarifas energéticas y en base a qué elementos o variables está estructurado el nuevo sistema de subsidios. La convocatoria a la audiencia pública se oficializará en los próximos días, tal como adelantó este medio.

El Ejecutivo no quiere, además, incumplir el decreto 332/2022 sancionado por el gobierno de Alberto Fernández, que dispuso la creación del régimen de segmentación tarifaria. Esa norma establece que para los usuarios del Nivel 2, la actualización del componente ‘energía’ (precio estacional) equivaldrá a un incremento porcentual total anual en su factura que no podrá superar el 40% del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior. Para los hogares N3, el aumento no podrá superar el 80% del CVS.

La decisión oficial responde, en el fondo, a la necesidad de evitar lo que ocurrió con el fallo Cepis, la sentencia que anuló el aumento de tarifas del gas para usuarios de todo el país dispuesto por el gobierno de Mauricio Macri en 2016.

, Loana Tejero

La demanda residencial de energía eléctrica a nivel nacional creció un 3,09% respecto a 2022, según se desprende del informe anual que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera). A su vez, durante el año pasado, se registró un incremento del 1,99% de la demanda eléctrica nacional.

La demanda no residencial menor a 300 kilowatts (kW) creció solo el 0,81%, mientras que la demanda no Residencial igual o mayor a 300kW decreció un 2,01%. Por su parte, el segmento de grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) registró un crecimiento del 2,09 por ciento.

Focos de consumo

Del análisis interanual surge que la demanda de Gran Buenos Aires (GBA) y la Ciudad de Buenos Aires, zona donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país, creció un 1,77%. El consumo representó el 38,51% del total de la energía consumida.

En cuanto a la participación en la demanda de cada provincia, luego del GBA y CABA, se ubicaron Entre Ríos con un crecimiento del 2,05%, Mendoza con 2,09% y Salta con un 2,11 por ciento.

Las tres provincias de mayor crecimiento interanual, superior al 7%, fueron Santa Cruz (7,12%), Santiago del Estero (7,23%) y Formosa (8,05%). En cambio, los menores niveles de crecimiento se registraron en San Luis (-4,76%), Santa Fe (-2,03%) y Chubut (-0,68%).

Crecimiento interanual

Respecto al crecimiento mensual de la demanda a lo largo de 2023, comparando con el año anterior, el marzo se registró el mayor crecimiento interanual de consumo, que significó el 30,18%. En cambio, en diciembre se presentó la mayor caída, con una disminución del 8,67%, respecto a igual mes de 2022.

, Loana Tejero

El ministro de Economía, Luis Caputo, y el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, deberán decidir en las próximas horas si dejan que a partir de este jueves 1º de febrero la AFIP aplique el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) actualizado o vuelve a postergar ese ajuste de modo total o parcial. Por mantener congelado el componente impositivo que grava la venta de naftas y gasoil, el Estado dejó de recaudar más de US$ 5000 millones desde 2021 a la fecha.

Si el Ejecutivo no interviene, la AFIP aumentará de modo automático el valor del tributo y las petroleras trasladarán esa suba al surtidor, lo que supondrá un incremento promedio cercano al 11 por ciento en el precio de las naftas y gasoil. Fuentes privadas aseguraron el martes por la noche que lo más probable es que el oficialismo decida una actualización parcial del tributo.

A su vez, las refinadoras evalúan si aplican unos 3 puntos porcentuales adicionales de aumento para poder pagarles a los productores locales 70 dólares el barril de crudo Medanito que se extrae desde Vaca Muerta, tal como se habían comprometido, en línea con la paridad de exportación. Esos 3 puntos podrían sumarse a un 1,2% adicional que surge del ajuste del 2% en el tipo de cambio oficial que todos los meses prometió aplicar el gobierno (crawling peg). Si el gobierno actualiza todo el impuesto, el impacto en el surtidor llegaría al 15%.     

La actualización del ILC implica sumarle al valor actual del tributo la inflación del segundo semestre de 2021, todo 2022 y los tres primeros trimestres de 2023. Toda esa inflación atrasada supone un ajuste en el tributo del 377%. Desde una de las grandes petroleras del mercado aseguraron a EconoJournal si se ajusta completamente el impacto en el gasoil sería de 62 pesos por litro y en la nafta de 91,5 pesos. El porcentaje de la suba dependerá de cuánto esté el precio de los combustibles en cada localidad, pero el promedio nacional significará un ajuste de 11 por ciento.  

A su vez, si el gobierno decide que se actualice el tributo de manera completa, quedará pendiente el cuarto trimestre de 2023 que incluye el 25,5 por ciento de inflación de diciembre. Ese período se debería aplicar a partir de marzo.

El impacto del ICL  

Según datos oficiales, la recaudación del ICL representó en 2015 el 0,95% del PBI, en 2017 alcanzó un máximo de 0,96% y luego comenzó a descender de la mano de las postergaciones en la actualización del tributo. En 2019 cayó al 0,75%, en 2021 representó el 0,77% y en 2022 el 0,52%. Fuentes privadas estimaron que el año pasado tocó un piso equivalente al 0,35% del producto.

Si el gobierno finalmente no posterga la actualización del gravamen, y tomando en cuenta que enero ya se perdió, este año la recaudación del tributo podría volver a representar cerca del 0,80% PBI, una cifra para nada desdeñable si se toma en cuenta las dificultades fiscales que enfrenta la administración de Milei.

Más allá del impuesto

Además de la probable actualización impositiva, las refinadoras evalúan ajustar unos 3/4 puntos porcentuales más en el surtidor para poder acercarse a la paridad de exportación. En enero pagaron a los productores 66 dólares por el barril de crudo Medanito y el compromiso es llevar ese valor a 70 dólares lo antes posible, aunque en los últimos días la cotización del Brent volvió a despegar por encima de los 80 dólares.

A ese ajuste debería sumársele también el crawling peg del 2% que el gobierno se comprometió a aplicar en la cotización del dólar oficial. El componente dolarizado dentro del precio del combustible es un 60%. El 60% de 2% es el 1,2% que también debería trasladarse al precio final.

De ese modo, si el impuesto recupera la totalidad del atraso acumulado en los últimos tres años y las refinadoras cumplen su promesa de pagar 70 dólares por barril a los productores locales, los combustibles deberían aumentar cerca del 15% en las próximas horas.

Hay un curioso punto adicional que complica todavía la ecuación. Algunos productores no integrados plantearon que los 70 dólares que podrían recibir por el crudo Medanito a partir de febrero se computen un 80% al tipo de cambio oficial y un 20% a la cotización del CCL, en línea con el incentivo que les otorgó Sergio Massa en octubre cuando buscó incentivar la liquidación de divisas con la creación de un “dólar Vaca Muerta” a través de la resolución 808/23. Eso obligaría a aplicar un aumento todavía mayor para acercarse a la paridad de exportación, aunque las refinadoras ya dejaron en claro que no está dispuesta a convalidar ese mecanismo.   

, Redaccion EconoJournal

Dow, uno de los principales players de la industria petroquímica global, abre la convocatoria para la edición número 35° de sus Packaging Innovation Awards (PIA). Allí se destacan los avances tecnológicos y la mejora de la experiencia del usuario de la industria de los empaques. Como uno de los premios independientes más antiguos del sector, se reconoce el diseño que buscan hacer frente a los retos actuales de sustentabilidad que tiene la industria evaluando variables de creatividad y el uso de tecnologías.

La última edición de los PIA atrajo la atención global con más de 180 presentaciones provenientes de 30 países, siendo reconocidas 28 soluciones inspiradoras por su excelencia demostrable. Para este año, la ceremonia de premiación se llevará a cabo en Tokio, Japón, marcando el comienzo de un nuevo formato bienal con un período de presentación más amplio, según informaron desde la compañía.

Distinciones

Empresas argentinas, como Molinos Ríos de la Plata y Plastiandino S.A., han sido distinguidas en ediciones anteriores por sus contribuciones innovadoras.

Plastiandino S.A., por ejemplo, ha liderado el camino en el desarrollo de envases sostenibles para alimentos para mascotas con su EcoTec Recyclable Packaging, un envase monomaterial que no solo reduce la huella de carbono, sino que también ofrece una experiencia interactiva para el consumidor.

Por otro lado, Molinos Ríos de la Plata ha presentado la innovadora yerba mate SALUS, que cuenta con el primer envase 100% reciclable en su categoría, proporcionando una sólida barrera contra el vapor de agua y aromas externos. Este diseño incorpora un cierre pelable y una ventana que permite a los consumidores observar las hojas antes de la compra.

Santiago Bacigalupo, director comercial para Dow Región Sur, expresó: «A través de los Packaging Innovation Awards, celebramos lo mejor en empaques que satisfacen las necesidades de protección, comodidad y rendimiento, además de estar diseñados para la sustentabilidad. Invitamos a las compañías argentinas a participar con las innovaciones en empaques que implementan».

Presentaciones

El periodo de presentación está abierto hasta el 8 de marzo de 2024, con notificaciones a los finalistas el 28 de agosto de 2024. La participación es gratuita, y las compañías no están obligadas a utilizar materiales de Dow, pero deben ser productos comerciales en el mercado por más de seis meses al cierre de las inscripciones.

Para más información, póngase en contacto con:

María Emilia Fumagalli – Gerente de Comunicación Corporativa de Dow – mfumagalli@dow.com

Los premios a la innovación en envases

Los Packaging Innovation Awards han sido uno de los principales concursos de premios de la industria del embalaje durante más de 30 años. Tanto las marcas emergentes como las bien establecidas tienen la oportunidad de que sus envases más innovadores sean juzgados en el escenario mundial. Los Packaging Innovation Awards celebran las creaciones que desafían los límites aceptados de lo que es posible, muestran nuevas tecnologías o técnicas e inspiran la innovación futura. Los empaques ganadores son celebrados y exhibidos en toda la industria mundial del empaque, recibiendo reconocimiento entre sus pares de la industria y ganando exposición en nuevos mercados y con nuevas audiencias. Puede obtener más información aquí.

, Redaccion EconoJournal

El pozo exploratorio Argerich en el bloque 100 de la Cuenca Argentina Norte 100 (CAN 100) comenzará a perforarse en abril. El buque que hará los trabajos para buscar petróleo en el Mar Argentino es el Valaris DS-17, que en estos momentos se encuentra operando en las costas de Río de Janeiro. Fuentes con conocimiento de los trabajos de exploración offshore en el país consultadas por EconoJournal confirmaron que “la perforación se hará en abril. Es un proyecto complejo porque además del buque perforador se requiere de barcos de apoyo y helicópteros, entre otros equipamientos”.

El proyecto Argerich en CAN 100 (15.012 km2) está operado por la noruega Equinor, que tiene el 35% del desarrollo. Participan como socias las compañías YPF (35%) y Shell (30%). El año pasado el Ministerio de Ambiente autorizó a hacer la perforación exploratoria en la ventana temporal que va del 15 de diciembre de 2023 al 15 de junio de 2024.

El pozo Argerich se hará a 315 kilómetros del puerto de Mar del Plata. Será el primero que se perfore en el país en aguas ultraprofundas, ya que estará a 2.500 metros sobre el lecho marino y tendrá 106 centímetros de diámetro en la superficie del sedimento. La perforación superará los 4.000 metros sobre el suelo.

Los estudios preliminares realizados por YPF consideran que podría existir un yacimiento con capacidad para producir 200.000 barriles de petróleo por día (bdp). En comparación, según datos de la consultora Economía y Energía (EyE), entre enero y septiembre de 2023 la producción total de crudo en el país (sumando convencional y no convencional) fue de 641.700 bdp, que -a su vez- había sido un 9% superior a los producido durante el mismo período de 2022.

Cronograma

Los trabajos de perforación tienen un tiempo estimado de 55 a 65 días. Es decir, en junio finalizaría la perforación de Argerich. Hasta el momento, el pozo offshore perforado de mayor profundidad en la Argentina tiene 500 metros y está a 320 kilómetros de Tierra del Fuego.

De confirmarse la existencia de petróleo en Argerich, como este pozo no se ensaya, se prevé que el próximo año las compañías realicen una campaña de appraisal (delineación) para determinar el tamaño del campo y los niveles de productividad, entre otros aspectos técnicos que obtendrán las compañías. Esto permitirá, luego, diseñar la perforación de los pozos de producción. En este escenario, Equinor, YPF y Shell prevén perforar 30 pozos productores. Esto le permitiría sólo a YPF duplicar en un futuro los valores de producción y reservas actuales de la compañía.

Se calcula que los pozos de producción perforados estarán para 2027 y 2028. La unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (Floating Production, Storage and Offloading o FPSO, por sus siglas en inglés) se conectará definitivamente y podría comenzar a producir en 2030 o 2031. El petróleo producido se evacuaría directamente con busques tanques.

Namibia

La expectativa de hallar hidrocarburos en CAN 100 es alta porque se encontraron varios yacimientos similares en las costas de Namibia. ¿Por qué es relevante para el Mar Argentino? De acuerdo con estudios previos, la principal roca en la Cuenca Argentina Norte está asociada a la roca madre ya probada en espesor y contenido de hidrocarburos del margen africano del océano Atlántico. Puntualmente, los geólogos en la Argentina vinculan los bloques de CAN a los grandes descubrimientos offshore frente a las costas de Namibia.  

En 2022 y 2023 se concretaron enormes hallazgos de petróleo liviano en aguas profundas de ese país africano en los campos Venus, operado por la compañía TotalEnergies, y Graff, a cargo de Shell. Los recursos estimados en ambos son de varios miles de millones de barriles de crudo. Por este motivo es relevante para el sector el posible hallazgo de crudo que determine la perforación del pozo Argerich.

, Roberto Bellato

En el marco del programa “Cuidemos Nuestros Recursos”, Naturgy acerca recomendaciones con el objetivo de promover durante la época estival el uso responsable, eficiente, racional y seguro de un recurso natural y no renovable, como es el gas natural. También, brinda consejos para la prevención de accidentes por inhalación de monóxido de carbono, un gas letal.

El objetivo que persigue la compañía con esta iniciativa es que se tome conciencia de que con pequeños recaudos en los hogares propios o de alquiler durante el verano se puede disfrutar de las comodidades y servicios del gas natural y, simultáneamente, ahorrar en el consumo.

En el portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso consciente no sólo del gas, sino que también de la electricidad y el agua, disfrutando la misma calidad de vida se lleva en familia y contribuyendo a la reducción de gases de efecto invernadero.

Por esto, Naturgy invita a poner en práctica las sugerencias para realizar un uso responsable de la energía; además, de recordatorios sobre las precauciones a tener frente a accidentes por monóxido de carbono que en el verano también pueden estar, ya que debemos verificar el funcionamiento de artefactos y que estén en condiciones de seguridad:

Artefactos del hogar

• Utilizar artefactos aprobados por el ENARGAS y verificados por un gasista matriculado.
• Si cambia de calefón o termotanque, elegir siempre los más eficientes: los Clase A.
• Verificar el buen funcionamiento de los tirajes o conductos de ventilación, de modo que no estén obstruidos, estrangulados, fisurados desconectados o abollados, dado que las casas de veraneo pueden estar mucho tiempo en desuso durante el año.
• No obstruir las rejillas de ventilación e ingreso de aire.
• Si el establecimiento posee calefón, revisar antes de usar, es el artefacto que provoca más accidentes.
• En caso de que alguna persona esté bajo los efectos del monóxido de carbono deberá ser rápidamente retirada del lugar para que aspire aire fresco y deberá ser atendida por un médico.

Para cocción

• Usar el horno con moderación (el gasto de gas de 1 horno equivale al de 3 hornallas chicas).
• Cocinar con la olla tapada y reducir la llama cuando se llegue al punto de hervor.
• Ajustar la llama de las hornallas al diámetro del fondo de los recipientes y manténgalos tapados. La llama que sobresale no aporta mayor calor al recipiente y si está destapado se pierde temperatura.
• Cuando alcance el punto de ebullición, disminuya la llama. Cuando alcance el punto de cocción, apáguela.
• Limpiar los quemadores: si están sucios por caída de comida anterior o bien por falta de mantenimiento ya que demoran la cocción de los alimentos y aumenta el consumo de energía.
• La llama siempre tiene que ser AZUL.

Para agua caliente

• Utilizar el agua caliente sólo cuando sea necesaria, y calentarla a temperatura suficiente. No derrochar agua ni gas que son recursos limitados.
• Si tiene calefón, regular en el verano la temperatura del agua con la perilla o botonera. Así ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.
• Si tiene termotanque, regular su temperatura y aislar térmicamente el artefacto cuando está colocado fuera de la vivienda.
• Usar la ducha con flor en buen estado y que disperse bien el agua. Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.

, Redaccion EconoJournal

Por decisión del ministro de Economía, Luis Caputo, el gobierno modificó los parámetros temporales con los que venía trabajando la Secretaría de Energía para recomponer las tarifas residenciales de gas y electricidad. Hasta fines de la semana pasada, la cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo estaba terminando de ajustar los detalles de los nuevos cuadros tarifarios de gas natural con vistas a tenerlos listos y publicarlos el 1º de febrero o a más tardar durante los primeros 10 días del mes entrante. Sin embargo, el titular del Palacio de Hacienda ordenó alterar el cronograma de incrementos para avanzar primero con la suba de las facturas de electricidad.

A raíz de eso, la actualización de las tarifas residenciales de gas quedó relegada y podría demorarse hasta los primeros días de marzo. El interventor del Ente Regulador del Gas (Enargas), Carlos Casares, ya le comunicó el jueves pasado la decisión del Ejecutivo a los máximos directivos de las empresas distribuidoras —Metrogas, Camuzzi, Naturgy y EcoGas, entre otras— nucleadas en Adigas, según pudo reconstruir EconoJournal a partir del relevamiento de fuentes privadas.

Luis Caputo anticipó el viernes que se profundizará el ajuste fiscal.

Directivos de empresas distribuidoras y transportistas se comunicaron con Caputo para intentar conocer de primera mano cuál es el plan en el que trabaja el Ministerio de Economía. La respuesta que recibieron fue escueta: «Hay que esperar».  Allegados al titular del Palacio de Hacienda indicaron que el objetivo es ecualizar los aumentos de tarifas con el programa antiinflacionario que está diseñando Economía y, al mismo tiempo, ser más eficaces en la reducción del déficit fiscal energético, que en 2023 representó casi 1,8 puntos del PBI.

Prioridad

Desde esa clave, tiene más sentido avanzar primero con una quita de subsidios a las facturas residenciales de electricidad a partir de febrero —dado que por cuestiones estacionales, uno de los picos de consumo se registra en los meses de verano— y dilatar o al menos morigerar la actualización de las tarifas de gas natural, que recién impactarán en los bolsillos de los usuarios dentro en unos meses, cuando llegue el frío.

“Caputo cambió los criterios de acción con los que venía trabajando el gobierno. Está preocupado por el impacto en el IPC de un aumento simultáneo de las tarifas de gas y electricidad. Y también por el déficit fiscal que genera el sector de energía. Esta semana seguirán las reuniones con Energía para terminar de calibrar con qué velocidad se retirarán los subsidios”, explicó un alto ejecutivo del sector que está inquieto por la dilación de la suba de las tarifas de gas.

Uno de los planteos formulados por las empresas de gas natural al Ejecutivo es que, si la intención oficial es ecualizar mejor la suba de tarifas para controlar su réplica inflacionaria, la actualización de las tarifas podría desagregarse en dos habilitando en febrero una recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) y del margen de transporte a fin de mejorar la deteriorada caja de las empresas reguladas y postergar para marzo la suba del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema (Pist). De las fuentes consultadas por EconoJournal se desprende que aún no hay certezas acerca de la decisión que tomará el gobierno.

Primero electricidad

Lo que está claro es que el gobierno optó por avanzar primero por la suba de las tarifas de electricidad de cara a reducir los aportes del Estado sobre ese segmento, que explica casi un 70% del total de las subsidios energéticos que costea el Tesoro. A raíz de eso, Economía y Energía están terminando de definir la letra chica de la resolución que actualizará el nuevo precio estacional de la electricidad que deberán pagar los hogares a partir del mes que viene.

No es una tarea sencilla: el atraso tarifario en el que incurrió el gobierno de Alberto Fernández provocó que la mayor parte de los hogares del país —casi un 60% del total nacional— pague en sus facturas apenas un 5% del precio monómico de la electricidad, que refleja el costo real de la energía. Para ponerlo en números: un usuario categorizado, dentro del esquema de segmentación actual, en el Nivel 3 (ingresos medios) tiene cargado en su factura un precio estacional de la electricidad de $ 3200 por megawatt por hora (MWh) consumido. Un hogar rotulado como Nivel 2 (bajo poder adquisitivo) abona un precio de 2980 $/MWh.

Como el combustible que se utiliza para generar electricidad en centrales térmicas (gas natural, gasoil y fuel oil) se paga en dólares, el costo real de la energía trepó en diciembre por encima de los $ 55.000 por MWh, es decir, unas 17 veces más que lo que pagan los hogares de los niveles 2 y 3, que representan un 58% del universo total de usuarios residenciales. La distancia es menor con respecto a los usuarios Nivel 1 (alto poder adquisitivo) quienes venían desembolsando un precio estacional de $21.000 por MWh.

En la última semana, funcionarios de Energía redactaron distintas propuestas de la resolución oficial que determinará a cuánto ascenderán los nuevos precios de la electricidad que se cargarán en los cuadros tarifarios de las distribuidoras. Los números finales los terminará de definir el equipo de Caputo entre hoy y mañana miércoles. “En el trimestre los aumentos van a ser muy importantes en todos los segmentos. Es lo correcto para iniciar la normalizacion del sistema y lo necesario fiscalmente. Veremos lo que sale”, indicó una de las fuentes consultadas.

Resta saber cuánto evolucionará el VAD de Edenor y de Edesur, las dos mayores distribuidoras del país, que en conjunto abastecen casi un 40% de la energía que se consume en todo el país. Las empresas pidieron en la audiencia pública del viernes pasado una recomposición de sus ingresos de un 250%, que tendría una impacto en la factura final de los hogares del 90 por ciento. La intención del gobierno es publicar antes del 15 de febrero los nuevos cuadros tarifarios de ambas empresas, que es condición necesaria para que las distribuidoras se pongan al día con el pago a Cammesa de la factura de la energía que toman del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Nueva audiencia

La Secretaría de Energía publicará esta semana una convocatoria oficial para realizar una nueva audiencia pública en la que se presentará formalmente cómo funcionará el nuevo esquema de subsidios que implementará el gobierno de Javier Milei, que se apoyará sobre la creación de una canasta básica energética que buscará cubrir parte del costo del gas y la electricidad para hogares de bajo poder económico.

Uno de los parámetros que se tendrá en cuenta para crear esa canasta será que, en conjunto, el gasto mensual en energía (gas más electricidad) no supere el 10% del ingreso total que sume el grupo conviviente que habita un mismo hogar. La audiencia a la que convocará Rodríguez Chirillo en los próximos días servirá para precisar cómo funcionará el nuevo sistema de subvenciones y qué alcance tendrá. La Secretaría de Energía optó por no realizar comentarios frente a la consulta de este medio.

, Nicolas Gandini

Pan American Energy (PAE) lanzó una nueva edición de su programa de Jóvenes Profesionales con el objetivo de ofrecer una experiencia laboral transformadora para jóvenes recién recibidos o próximos a graduarse en las universidades públicas y privadas del país. A través de esta iniciativa, la compañía ya incorporó a más de 220 profesionales desde 2018.

Según destacaron desde PAE, con este proyecto se  apunta a cultivar el potencial de jóvenes talentos, proporcionándoles un lugar para trabajar donde puedan desarrollar sus habilidades y prepararse para asumir roles de mayor responsabilidad a mediano plazo. 

Bajo la premisa “Llevá tu energía al próximo nivel”, PAE busca nuevas generaciones de profesionales de las carreras de Ingeniería, Geociencias, Economía, IA y Data Analytics, Administración y Marketing, entre otras disciplinas. 

Inscripción

Los interesados podrán inscribirse hasta el 2 de febrero a través de este link. El programa comenzará en abril. Tendrá una duración de un año y se desarrollará en las principales localidades donde opera la compañía en el país.  Los profesionales seleccionados tendrán el desafío de crear e innovar mediante las diversas tecnologías que impulsan la actividad de PAE, la principal compañía privada de energía de Argentina, con presencia también en México, Brasil, Bolivia, Uruguay y Paraguay.

La iniciativa cuenta con seis líneas de carrera: Operaciones Upstream y Downstream, Ventas y Marketing, Nuevos Negocios, Corporativo y Tech Academy, cuyo objetivo es continuar impulsando el negocio a través de la tecnología. Los profesionales se sumarán a áreas como I+D, Construcción de Aplicaciones, Tecnología aplicada a Procesos de Negocios, Infraestructura Informática, Business Intelligence, Seguridad y Telecomunicaciones.

“Los nuevos talentos se integrarán a un grupo en el cual el aprendizaje continuo y el trabajo en equipo son claves. Los jóvenes se involucrarán activamente en proyectos de alto impacto que les permitirán desarrollarse como profesionales integrales y, en ese camino, serán guiados en su trayectoria por referentes del negocio y mentores”, afirmó Victoria Traverso, gerente corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.

, Redaccion EconoJournal

La nueva versión del proyecto de Ley Ómnibus que presentó el gobierno de Javier Milei al Congreso incluye modificaciones al capítulo destino a regular el funcionamiento del mercado de biocombustibles. Se trata de la normativa para el biodiesel y bioetanol que se mezclan con el gasoil y las naftas respectivamente. Paradójicamente, las empresas productoras de bios —denominadas ‘PyMEs’ en la jerga sectorial— y las petroleras, a priori dos actores con intereses encontrados, criticaron duramente el texto propuesto por el Poder Ejecutivo. Para que el oficialismo consiga los votos suficientes para aprobar este capítulo del proyecto de ley necesita el apoyo de los bloques Hacemos Coalición Federal, que comanda el diputado Miguel Ángel Pichetto, e Innovación Federal, que responde al gobernador de Río Negro, Alberto Weretilnek. Según fuentes a las empresas productoras de biocombustibles ambos bloques votarían en contra de la aprobación del capítulo de la Ley Ómnibus dedicado a los biocombustibles.

Los productores pymes cuestionan centralmente que, de aprobarse, la norma habilitaría a las grandes cerealeras a ingresar al mercado local, algo que hoy lo tienen vetado por ley (están habilitadas solamente para exportar).

En tanto, fuentes del sector petrolero consultadas por EconoJournal cuestionaron que el proyecto de Ley prevé que las refinadoras de hidrocarburos —YPF, Raízen, Axion Energy, Puma y productores de crudo que evalúan desembarcar en el negocio— tengan vedado el ingreso al negocio de producción de biocombustibles; a contramano de la tendencia internacional que refleja que cada vez más empresas petroleras están incrementando su presencia en el mercado de carburantes de origen vegetal en línea con la agenda de transición energética que persigue la descarbonización del transporte vial, marítimo y aeronáutico. .En realidad, el proyecto les permite el ingreso al mercado, pero para cuando el porcentaje de mezcla sea superior al 18% en el caso del bioetanol y 15% en biodiesel, algo que en varias refinerías ven muy lejano “No podemos producir bios ni buscar el mejor producto ni precio en el mercado. No permite ni incentiva la inversión, es un proyecto inaceptable”, advirtió a este medio un ejecutivo de una petrolera.  

Pichetto y Weretilneck

La Libertad Avanza cuenta sólo con 38 diputados propios en la Cámara Baja. Para que se apruebe la Ley Ómnibus necesita negociar con otros bloques. Dentro del Poder Ejecutivo, el proyecto lo impulsa sobre todo el secretario de Agroindustria Fernando Vilella, aunque también participan técnicos de la Secretaría de Energía.

Según fuentes consultadas por EconoJournal, en sesiones extraordinarias el bloque Hacemos Coalición Federal (HCF), que tiene 23 diputados y lo dirige Miguel Ángel Pichetto acompañado por Emilio Monzó y Nicolás Massot, votaría en contra del capítulo de biocombustibles de la Ley Ómnibus y promovería tratar una norma cuando el Congreso sesione de manera ordinaria. Por su parte, el bloque Innovación Federal (IF) que conduce políticamente el rionegrino Weretilnek, que suma nueve diputados, también rechazaría el proyecto.

Unión por la Patria tiene 102 diputados, la izquierda suma 4, HCF tiene 23 e IF otros 9. En total, suman 138 votos que rechazarían las modificaciones que propone la Ley Ómnibus sobre la normativa de biocombustibles. Una fuente de una planta de biodiesel advirtió que “depende de lo que finalmente haga Pichetto, que dijo que votaría en contra”.

EconoJournal también supo que este martes las gobernaciones de Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos, Tucumán, Salta y Jujuy le presentaron formalmente al gobierno nacional y a los legisladores nacionales una propuesta alternativa a la Ley Ómnibus sobre el capítulo de bios. El documento, al que accedió EconoJournal, tiene seis páginas y propone centralmente una distribución de cupos menor para que ingresen más pymes a las licitaciones privadas.

Un funcionario del sector de una provincia productora destacó a este medio que “el gobierno sabe que este texto así como está no contiene a las pymes ni a los azucareros. Es un proyecto inaplicable”.

Nuevas modificaciones

El proyecto de Ley Ómnibus propone nueve modificaciones de fondo a la Ley 27.640, una norma aprobada en 2021 y que se complementa con la Ley 26.093 de 2006, que dio inicio a la actividad. En principio, propone un aumento en el porcentaje de mezcla de biodiesel con el gasoil de 7,5% actual a 10% a partir de su entrada en vigencia. Además, la Secretaría de Energía dejará de regular el precio y habrá cupos establecidos por licitaciones en un mercado de biocombustibles similar al MATER, el mercado a término de energías renovables que funciona entre privados con escasa intervención estatal.

La Ley Ómnibus establece cupos que serán cubiertos por empresas integradas, que son las grandes cerealeras como Cargill, Bunge, Dreyfus, AGD y Noble, entre otras, nucleadas en la cámara Carbio—. Y otro cupo para las firmas no integradas, que son las pymes productoras. En ningún caso un sector puede acaparar más que el otro y ninguna empresa puede obtener más de 14% del volumen total del mercado.

Federico Martelli, titular de la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), subrayó que el gobierno no dialogó con los actores principales del sector y que “la propuesta del gobierno sigue sin contemplar a las pymes y las condena a la quiebra a la mayoría de ellas”.

Según cálculos del sector, el proyecto -tal como lo presentó el gobierno- podría ofrecer cupos sólo para siete pymes locales que cubrirían casi la totalidad del porcentaje. De este modo, habría 20 empresas de biodiesel que no podrían ofertar producción a las petroleras para que hagan la mezcla con el gasoil. Es decir, quedarían totalmente afuera de la actividad.

Puerto de Rosario

Un factor que agrava la situación en algunas pymes tiene que ver con distancia que tienen respecto al puerto de Rosario. Por ejemplo, productores de Entre Ríos o Córdoba tienen un costo más elevado del flete para el aceite de soja (biodiesel) porque tienen que transportarlo desde esa terminal portuaria hasta sus propias plantas.

Según cálculos del sector, el costo de transporte podría tener un costo adicional de hasta US$ 40 por tonelada. Por el contrario, los productores que están cerca de Rosario tienen mejor acceso al aceite para producir biodiesel y obtienen su principal materia prima a un menor costo de flete.

, Roberto Bellato

La nueva versión del proyecto de Ley Ómnibus que el presidente Javier Milei envió al Congreso esta semana incluye un artículo que faculta al Poder Ejecutivo a derogar los subsidios energéticos a las “zonas frías” que originalmente estaban circunscriptos casi exclusivamente a la Patagonia y que el gobierno de Alberto Fernández amplió en 2021 a gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.

La intención oficial es reemplazar este esquema por un beneficio focalizado en aquellos usuarios vulnerables que realmente necesitan la ayuda del Estado tomando como referencia a una canasta básica energética. Si la iniciativa se concreta, supondrá un cambio radical para más de 4 millones de hogares, cerca del 45% de los usuarios del país, que actualmente perciben un descuento que oscila entre el 30% y 50% de la factura final. La aprobación del artículo dependerá de una dura negociación con las provincias.

Sistema regresivo

El objetivo inicial de este esquema de subsidio sobre los consumos de gas en la Patagonia fue reducir el impacto de la tarifa sobre los ingresos de los habitantes de esa región debido a las bajas temperaturas que enfrentan. Además, se buscaba brindar mejoras de las condiciones económicas a efectos de promover la radicación de nuevos pobladores en la región como un objetivo de orden geopolítico, sin discriminar por ingresos ni generar incentivos para fomentar el ahorro energético.

A ese beneficio, financiado inicialmente por el Tesoro Nacional y vigente desde que el servicio lo prestaba Gas del Estado, se le otorgó a partir de 2002 una asignación específica proveniente de un porcentaje de la factura de gas que se canalizó a través de un fondo fiduciario creado por el artículo 75 de la ley 25.565.

Luego de la ampliación concretada en marzo de 2021 a través de la ley 27.637 el carácter regresivo del beneficio se generalizó ya que pasó de 900 mil a más de 4 millones de hogares en zonas que incluso son calificadas como “templadas cálidas”.  

Por el solo hecho de residir en algunas de las zonas alcanzadas por el subsidio, los usuarios obtienen un descuento del 30% sobre la tarifa, de manera generalizada y sin fijar restricciones asociadas con variables socioeconómicas, como ingreso o patrimonio, lo que da como resultado que también sea recibido por estratos socioeconómicos medios y altos, los cuales no tienen ningún incentivo para morigerar sus consumos de gas.  

A su vez, el descuento sobre la tarifa se amplía al 50% para sectores vulnerables que cumplen alguno de los criterios de elegibilidad relacionados con la condición económica: ingresos, receptores de AUH, asignación por embarazo, seguro de desempleo, electrodependientes, etc. Este último grupo representa más del 60% del total alcanzado por este esquema de descuento.

Impacto en la factura

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumo Residencial de Gas se financia en parte con un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural por redes cargado en la factura. Cuando se concretó la ampliación, el gobierno de Alberto Fernández insistió con que el nuevo beneficio no suponía un incremento de los subsidios, pero eso no fue así. En los hechos, el Tesoro también realiza un aporte ya que los recursos provenientes del fondo no alcanzan para cubrir la totalidad del beneficio.

A su vez, hay que tener en cuenta que con la actualización del precio del gas prevista para los próximos meses el peso en términos absolutos de ese 7,5% agregado en la factura será cada vez mayor. En la actualidad, el precio promedio del gas que pagan los usuarios subsidiados a nivel residencial está entre 40 y 50 centavos de dólar por millón de BTU. El 7,5% de ese valor puede que no sea una cifra significativa, pero a partir de abril el precio del gas se elevará a 4 dólares por millón de BTU. Por lo tanto, el 7,5% de ese nuevo valor va a ser equivalente a 0,30 centavos de dólar por millón de BTU, una cifra cercana a lo que actualmente vienen pagando por el gas los usuarios subsidiados.

Fuentes oficiales remarcaron a EconoJournal que en ese nuevo escenario se vuelve todavía más indispensable revisar el esquema de subsidios para poner el foco en aquellos que más lo necesitan tomando como referencia una canasta básica energética que tenga en cuenta el consumo en diferentes regiones del país.

, Redaccion EconoJournal

Los gobernadores de las diez provincias petroleras —nucleadas en la Ofephi— difundieron el miércoles una declaración conjunta para dar a conocer su posicionamiento frente a la profunda reforma de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) que impulsa el gobierno de Javier Milei a través de la Ley Ómnibus que se debate ahora en la Cámara de Diputados. Esa presentación, que consta de siete carillas y se difundió entre los medios de comunicación, fue cursada al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, con un anexo que no trascendió a la prensa. En ese apartado, los mandatarios petroleros directamente avanzan sobre el proyecto de Ley elaborado por La Libertad Avanza y proponen la reescritura de un párrafo clave de la reforma.

Se trata del artículo 6 de la Ley 17.319, que configuró el principio de autoabastecimiento hidrocarburífero que rigió en el mercado local durante las últimas seis décadas (la Ley original es de 1967). La propuesta de los gobernadores busca destrabar y contemporizar, en realidad, un fuerte e impensado contrapunto entre los principales referentes privados de la industria, que no lograron ponerse de acuerdo en un texto común.

El artículo 258 de la Ley Ómnibus —que sustituirá el artículo 6 de la Ley 17.319— fue enviado por la Ofephi el jueves por la tarde al ministro del Interior, Guillermo Francos, y sostiene que las empresas productoras “podrán exportar libremente los hidrocarburos y/o sus derivados respecto de los cuales se haya cumplido el objetivo de abastecimiento interno, conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo Nacional”, según figura en una copia a la que accedió este medio. 

Rolando Figueroa, Ignacio Torres y Alberto Weretilneck, tres de los principales gobernadores de la Ofephi.

De esa manera, las provincias retomaron el espíritu de la Ley vigente y defendieron el criterio de autoabastecimiento, que había sido desterrado por el proyecto inicial presentado por el Ejecutivo en el Congreso, en lo que era un verdadero giro copernicano en la aplicación del derecho hidrocarburífero.

Tensión

Uno de los gobernadores que participaron de esa reunión de la Ofephi reconoció a este medio que habían quedado en el medio de “una guerra” entre empresas por ese artículo. La resolución no fue del todo sencilla porque, según relató otro de los participantes, la reincorporación del concepto de autoabastecimiento “fue discutido y generó una tensión innecesaria” entre las provincias participantes.

Al incluir nuevamente una referencia directa a la necesidad de garantizar el suministro doméstico antes de autorizar exportaciones de petróleo, los mandatarios de la Ofephi neutralizaron la posición de los mayores productores de hidrocarburos agrupados en la CEPH, cuyo presidente, Carlos Ormachea, representante de Tecpetrol, había celebrado la iniciativa original del gobierno. De hecho, el expresidente de la petrolera del grupo Techint estuvo presente en la Cámara Baja defendiendo el proyecto.

La gran mayoría de las petroleras —entre las que figuran también compañías con accionistas locales como Vista, Pluspetrol, Pampa y CGC y multinacionales como Shell, Chevron y ExxonMobil— envió una carta a Rodríguez Chirillo en respaldo de la iniciativa oficial, que jerarquizaba la exportación de hidrocarburos para apuntalar el desarrollo de la producción de Vaca Muerta.

Los gobernadores optaron, en cambio, por recomendar la continuidad de la primacía del mercado interno como eje ordenador de la normativa petrolera. Pan American Energy (PAE), segundo productor de petróleo del país, pero a su vez propietario de Axion Energy (una de las tres mayores jugadores del mercado de combustibles) comparte esa interpretación. En tanto que desde Raízen, la segunda compañía refinadora del país, indicaron a EconoJournal que “dentro del marco del libre mercado que es fundamental para que el sector continúe invirtiendo y prospere, satisfacer las necesidades del abastecimiento interno están contempladas en el art 255 del proyecto de ley”. “De todas maneras, y ante determinadas circunstancias de mercado que ameriten que se le dé prioridad —como ha ocurrido en el pasado—, genera que sea conveniente ser más explícito en ese artículo”.

Ventana histórica

La posición de petroleras no integradas —que están representadas en la Ceph, la cámara de exploración y producción— es clara y se explica a partir de un profundo revisionismo histórico. Fuentes privadas consultadas por este medio señalaron que en los últimos 20 años la Argentina perdió inversión y no pudo incrementar su producción de petróleo por desacoplar el importe interno del petróleo del precio de paridad de exportación (export parity). En repetidos trayectos de ese período, la brecha entre ambos valores fue muy significativa.

El súmmum de esa política pública hecha bandera por el kirchnerismo fue la resolución 394/2007 escrita por el ex secretario de Comercio, Guillermo Moreno. El funcionario recurrió al viejo artículo 6 de la Ley 17.319 para fijar el precio local del barril en 42 dólares en un momento en que el Brent superaba los 100 dólares. Un año después de esa decisión Repsol aceptó el ingreso como accionista de YPF de Petersen Energía, el buque insignia de la familia Eskenazi, con un resultado ruinoso para el país, y en los años subsiguientes empresas internacionales de primer nivel como Occidental Petroleum (OXY), PetroAndina Resources, Apache, Petrolifera, Pioneer y EOG Resources se retiraron de la Argentina.

Mientras tanto, Brasil, que en 1998 producía casi el mismo petróleo que la Argentina pero nunca desacopló los precios internos de los combustibles de la referencia internacional, hoy produce 3 millones de barriles diarios de crudo, cuatro veces más que nuestro país, en gran medida porque, a diferencia de YPF, Petrobras, la petrolera controlada por el Estado brasileño, desistió de utilizar al precio de los combustibles como un ancla inflacionaria o una herramienta de política macroeconómica.

“Es una oportunidad histórica para modificar un articulado que fue mal utilizado por los últimos gobiernos y le hizo mucho daño a la industria y al país”, explicó el presidente de una de las principales petroleras, que pidió reserva de nombre. “No tiene sentido abrir un cisma entre privados, hoy lo principal es lograr la mayor apertura de mercado posible”, agregó.

YPF, que por su doble condición de mayor productor de hidrocarburos del país y empresa controlada por el Estado podría arbitrar para acercar posiciones en el seno de la industria, decidió mantenerse neutral. La empresa que preside Horacio Marín prefiere abocarse hoy a la consolidación de un nuevo equipo de trabajo tras reconfigurar las principales gerencias de la compañía y a la implementación de algunas decisiones estratégicas, como la salida o cesión de yacimientos convencionales del Golfo San Jorge.

Negociación abierta

La propuesta de artículo 6 enviada por los gobernadores no será, sin embargo, la que se vote en los próximos días en Diputados, dado que no recibió el visto bueno de la Casa Rosada, que no está dispuesta a aceptar que sea el concepto de abastecimiento del mercado interno lo que prime a la hora de definir cómo se comercializará a futuro el petróleo y gas que se extrae en la Argentina.

Por eso, el ministro Francos envío este viernes al secretario ejecutivo de la Ofephi, Alejandro Monteiro, ex ministro de Energía de Neuquén, un nuevo texto que sostiene que las petroleras podrán exportar libremente su producción de hidrocarburos siempre y cuando no se registre “una objeción por parte de la Secretaría de Energía, que podrá hacer efectivo ese derecho (el de objetar la exportación) en caso de que existan motivos técnicos u otros que incidan económicamente en la seguridad de suministro”.

Esta última versión es más digerible para las productoras no integradas, aunque preferirían que el adverbio “económicamente” no figure en la redacción del artículo porque su polisemia abre un amplio abanico de aplicaciones prácticas que podrían habilitar a un gobierno de otro signo político a seguir interviniendo sobre los precios del barril y el comercio exterior de crudo. A raíz de eso, el inesperado vórtice que se abrió entre las principales petroleras del país frente a una reforma de la Ley de Hidrocarburos que, en teoría, parecía reunir el respaldo unívoco de los privados, todavía tiene un final abierto.

, Andrea Durán y Nicolás Gandini

La minera australiana Galan Lithium informó que ha avanzado con las actividades de construcción de la fase 1 de su proyecto de litio Hombre Muerto Oeste, ubicado en Catamarca, que entrará en producción en 2025. En esa línea, desde la compañía dieron a conocer que prevén comenzar al llenar el estanque 1 en el trimestre actual, permitiendo que el proceso de evaporación de salmuera comience este verano y así comenzar con la producción.

En este sentido, Juan Pablo Vargas de la Vega, director general de Galan Lithium, precisó que los aspectos más destacados de la construcción incluyen el trabajo en el estanque 1 donde las obras de tierra están casi completas y la instalación de revestimiento ya se ha puesto en marcha.

Avances

A su vez, la firma ya ha comenzado a trabajar en la construcción del segundo estanque de evaporación. Además, registró progresos en los pozos de producción del proyecto.

Hasta el momento han construido nueve pozos.  La producción de la fase 1 sólo requerirá seis pozos. Aún así, se precisará de un total de 23 pozos de producción para la fase 1 y 2.

El proyecto

La iniciativa generará un concentrado de cloruro de litio de alta calidad con un 6% de contenido de litio, equivalente a 13% de Li2O o 32% de Carbonato de Litio Equivalente (LCE) en la primera mitad de 2025. La fase inicial tendrá una producción 5.400 toneladas anuales, según precisaron.

En base a esto, desde Galan Lithium aseguraron que habrá una actualización de la estimación de recursos en el primer trimestre de 2025. También, que «habrá una visita al sitio por parte de Glencore, lo que destaca el interés y la confianza en el proyecto»,  visita que forma parte del acuerdo que firmaron ambas compañías en noviembre.

Por último, Vargas de la Vega destacó que «el equipo continúa avanzando en todos los frentes ya que tiene como objetivo validar la estrategia de desarrollo de cloruro de litio de bajo coste y de bajo riesgo para convertirse en el próximo productor de litio en la Argentina en el primer trimestre de 2025″.

, Loana Tejero

El Ministerio de Ambiente de la provincia de Buenos Aires clausuró preventivamente la operatoria de la segunda monoboya de la terminal marítima de Oiltanking Ebytem (OTE) ubicada en la localidad de Puerto Rosales, próxima a Bahía Blanca. Lo hizo tras constatar un derrame de hidrocarburos en la boya ‘Punta Cigüeña’ iniciada en la madrugada de este miércoles 17 de enero. Es la segunda fuga de petróleo registrada en la planta de OTE —que es propiedad de la firma alemana Oiltanking GmbH (posee un 70% del capital accionario) y de YPF (dueña del 30% restante)— en menos de un mes. La primera falla, que afectó la operación de la boya ‘Punta Ancla’ y obligó su remoción a dique seco, se registró el 26 de diciembre.

Por eso, en los hechos, a partir del cierre preventivo ordenado por la gobernación de Axel Kicillof la Argentina perdió su principal plataforma de exportación para evacuar hacia el Atlántico el crudo extraído en Vaca Muerta. En lo inmediato, la decisión afecta a productores de Neuquén como Pluspetrol, Vista, Tecpetrol, ExxonMobil, Chevron y Shell, entre otros.

Reparación

Técnicos de OTE están abocados a la reparación in situ de la boya Punta Cigüeña, lo que implica soldar una válvula de acero inoxidable con capacidad para operar a una presión atmosférica de 63 bar (extrañamente, el dispositivo se dañó cuando trabajaba a una presión de 4,9 bar). La intención es que la reparación esté concluida este jueves. Está previsto que un experto de RINA, una sociedad internacional de clasificación de buques, certifique la calidad de los trabajos realizados.

A su vez, la Secretaría de Energía enviará mañana inspectores a la terminal para analizar la reparación y avalar los informes digitales que OTE presentará este viernes. Una vez cumplido ese proceso, el Ministerio de Ambiente bonaerense deberá definir si levanta la clausura de la terminal o requiere alguna medida adicional. 

El primer incidente en las instalaciones de OTE, que se produjo por la falla de la conexión entre la última válvula submarina de la boya Punta Ancla y la cañería rígida de la terminal, provocó el derrame de menos de 1 metro cúbico (m3) de petróleo. Según los parámetros internacionales, fue categorizado como un incidente menor de tipo TIR 1, asignada a las fugas de menos de 7 m3 de hidrocarburo.

Allegados a OTE, cuya terminal se encuentra lindera a la Reserva Natural Provincial Bahía Blanca, Bahía Falsa y Bahía Verde, que protege uno de los sistemas de islas, canales de marea, intermareales fangosos y marismas más importantes del litoral argentino, destacaron las tareas de guardaparques y técnicos de la provincia de Buenos Aires. Hasta el momento, no se reportó que haya fauna afectada por la pérdida marítima de hidrocarburos. La intención es que la boya Punta Ancla vuelva a estar operativa en febrero, para lo cual se precisará del soporte de una grúa de gran porte que recién estará arribando a la zona de Bahía Blanca a fines de enero.

Impacto en combustibles

Desde la óptica de la Secretaría de Energía, la preocupación es reactivar lo antes posible la operatoria de la terminal de Oiltanking Ebytem, que es crítica para para el sistema de refinación de combustibles del país. La planta de OTE no sólo es el único punto de salida de cargamentos de exportación de petróleo de Neuquén hacia el Atlántico —con las dos boyas activas se podrían exportar 7 buques por mes, pero con la reparación de Punta Cigüeña el objetivo es despachar cinco cargamentos de crudo Medanito cada 30 días—, sino que además es clave para abastecer de crudo pesado (Escalante y Cañadón Seco) a las tres principales refinerías del país (Ensenada de YPF; Dock Sud de Raízen; y Campana de Axion Energy).

Con OTE fuera de servicio, las terminales marítimas de Termap, que envía buques petrolíferos desde boyas ubicadas frente a las costas de Chubut y Santa Cruz hasta Puerto Rosales, también está complicada. Por eso, la expectativa del gobierno nacional es que la planta de OTE esté nuevamente en marcha durante la semana que viene. “Hoy por hoy, es el tema más urgente que tenemos en agenda”, señalaron allegados al área energética del Ejecutivo.

Las refinerías tienen capacidad de almacenaje y autonomía para bancar algunos días sin suministro de crudo, pero si la clausura se extiende en el tiempo podría generar problemas de abastecimiento de combustibles.

La boya Punta Cigüeña tiene capacidad para despachar 106.000 toneladas de porte bruto o peso muerto (DWT, dead-weight tonnage en la jerga marítima), mientras que Punta Ancla puede despachar otras 70.000 toneladas. Oiltanking está llevando adelante un proyecto de ampliación de su terminal de Puerto Rosales para despachar más petróleo producido en Vaca Muerta.

, Nicolas Gandini

El informe mensual realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial destacó que durante noviembre de 2023 la producción presentó un crecimiento del 5% respecto al mismo mes del año anterior, favorecido por los productos finales agroquímicos y básicos orgánicos. Respecto a octubre 2023, se observa una caída del 1%, afectada por una menor producción en todos los subsectores, a excepción de los productos finales agroquímicos. Las empresas manifestaron paradas de planta programadas y falta de materias primas que harían subir en mayor proporción la producción. Por su parte, el acumulado del año se incrementó un 3%.

El relevamiento de la CIQyP® marcó que las ventas locales crecieron un 3% respecto al pasado octubre, como consecuencia de mayores volúmenes y precios de los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos. La variación interanual también muestra un incremento del 20%. No obstante, el acumulado del año se mantiene a la baja, con un valor negativo del 7%.

A su vez, el Informe de la Cámara resaltó que las exportaciones, durante noviembre 2023, siguen con fuertes bajas en sus tres variables analizadas (15% intermensual, 42% interanual y 28% en el acumulado), cuyos subsectores más afectados fueron los productos básicos orgánicos y finales agroquímicos.

Otros resultados

La reseña llevada adelante por la CIQyP® destaca que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), sólo logró valor positivo del 7% en el acumulado del año de las ventas locales; mientras que mostró bajas de 11% intermensual y 12% interanual. Todas las demás variables fueron negativas: las exportaciones (1% intermensual, 3% interanual y 35% en el acumulado); y la producción (7% intermensual, 33% interanual y 14% en el acumulado).

Durante noviembre 2023, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 8% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 3% en las importaciones y negativas del 4% en las exportaciones.

En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2023 tuvo un uso promedio del 55% para los productos básicos e intermedios y del 90% para los productos petroquímicos.

En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre del 2023, fueron de 471 millones de dólares, acumulando un total de US$ 4.713 millones en los once meses de ese año.

En referencia a los parámetros que se marcan en el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), señaló que “la actividad del sector sigue la misma dinámica de la industria argentina como un todo, con una desaceleración en las exportaciones».

«Este mes en particular sigue afectando la baja aprobación de importaciones por decisiones de administración del comercio por parte del gobierno, afectando al normal suministro de la cadena de valor”, destacó el ejecutivo.

, Redaccion EconoJournal

MaquinAr, el primer marketplace dedicado a la compra/venta de maquinaria usada, alcanzó más de 3.000 equipos publicados y consignados en su plataforma, convirtiéndose en la empresa LatAm con mayor cantidad y variedad de oferta de equipos para la construcción, para el movimiento de suelos, para elevación y estibaje, entre otras máquinas.

En 2023, la empresa sumó 15 gestores comerciales y 20 colaboradores al equipo de trabajo. Además, logró un total de 250 máquinas vendidas, entre excavadoras, grúas, palas y otros equipos.

Paralelamente, con la finalización de las obras de infraestructura pendientes en la Casa Central, de 12.000 metros cuadrados de superficie, la compañía pudo multiplicar la exhibición física de los equipos consignados y también terminar de consolidar el equipo de trabajo del Taller de Servicios en dicho predio.

Oscar Tantucci, presidente de MaquinAr, afirmó: “Contamos con un gestor comercial en cada una de las 24 provincias del país, esto nos permite consolidar relaciones con los clientes y así aumentar nuestras ventas ofreciendo precios muy competitivos. Nuestra facturación anual llegó a US$ 15 millones, lo que significa un récord para la empresa.”

Planes para 2024

De cara al próximo año, la voluntad de MaquinAr es seguir trabajando en esta línea. En concreto, Tantucci señaló: “Nuestra firme apuesta está dando sus frutos y el éxito del marketplace es un claro reflejo de la consolidación de nuestras ventas a través del canal digital”. 

A su vez, el ejecutivo aseguró que en los próximos meses ampliarán comercialmente el modelo de negocios en Uruguay, como primera etapa, para luego replicar la experiencia en el resto de los países de Latinoamérica.

También, invertirán en la creación de una App que complemente y mejore la experiencia en las redes sociales de los clientes, y en el uso de aplicaciones de Inteligencia Artificial (IA) para agilizar los tiempos de respuestas a los clientes, al momento de evaluar cambiar, compra y/o vender un equipo usado, precisó Tantucci.

“Por otro lado, vamos a apostar por implementar directamente nuestro modelo de negocio a través de franquicias propias, con el objetivo de nombrar a un mínimo de 4 nuevos franquiciados durante este año en localidades y zonas con actividades y rubros estratégicos para responder mejor a nuestras previsiones de crecimiento”, finalizó el presidente de Maquinar.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno de Javier Milei definió mantener las intervenciones en los entes reguladores de gas y electricidad. Según su programa de gobierno, fundirá ambos entes en un solo organismo regulador. Pero, mientras tanto, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), a cargo del interventor Carlos Casares, creará un consejo asesor para avanzar con una serie de reformas en la estructura del organismo, llevar adelante un proceso de aumentos de las tarifas residenciales y también para encarar la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) prevista para 2024.

Según pudo saber EconoJournal, el equipo estará conformado por cinco asesores: Griselda Lambertini, Marcela Valdez, José Luis Fernández, Jorge Guillermo Díaz y Jorge Niemetz. En un primer momento se especuló con que David Tezanos González, interventor durante la primera época del Juan José Aranguren como ministro de Energía, y Mauricio Roitman, ex presidente del organismo regulador, integraran el consejo, pero finalmente ambos colaborarán de manera directa con Casares en distintas áreas de su competencia.

EconoJournal accedió al memo interno de la Nota N° 04405613 que fija los lineamientos centrales que pretende Carlos Casares. Esa nota que tiene fecha del 12 de enero finalmente fue reemplazada por algunas cuestiones formales. De todos modos, en lo central, se establece la disolución del “Departamento de Planificación Regulatoria, Revisión Tarifaria Decreto 278/20, con el área de su dependencia”. También se disuelve la Gerencia General “con todas las áreas de su dependencia”.

La nota aclara que “en relación con el personal de las unidades organizativas disueltas, esta intervención dispondrá oportunamente las medidas necesarias, previa evaluación de los resultados de la gestión de cada una de ellas”. En el Enargas trabajan más de 620 personas.

Consejo

Estará conformado por cinco asesores: Griselda Lambertini, directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE – UBA); la abogada especialista en servicio públicos Marcela Valdez; José Luis Fernández; Jorge Guillermo Díaz, que se desempeñó en el área de Subdistribución del Enargas y participó en el proceso de RTI y en modificaciones regulatorias en el ente; y el ingeniero y consultor energético Jorge Niemetz.

Ajuste tarifario

La nota afirma también que cada uno de los cinco asesores del consejo del Enargas “acordará con esa Gerencia la modalidad y plazos de contratación, conforme las instrucciones puntuales a remitir por esta Intervención”.

También tendrá participación en los ajustes tarifarios transitorios en el servicio público del gas natural del país, como el que se espera a partir del mes de febrero. Como publicó este medio, distribuidoras reclamaron subas en el Valor Agregado de Distribución (VAD) de más del 500% para el próximo mes.

Además, el consejo de asesores de la intervención del Enargas llevará adelante el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para “los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural, para su entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes antes del 31 de diciembre de 2024”.

El consejo del Enargas colaborará con “la revisión del cumplimiento de los procesos de renegociación dispuestos por la Ley 27.541 y por el Decreto 1020 del 16 de diciembre de 2020”, donde se determinó el inicio de la renegociación de la RTI de 2017.

Por último, tendrá potestad en la reformulación de la estructura organizativa del Enargas y definirá cuál será la planta definitiva del personal que quedará en el ente regulador. Además, participará en “la determinación de los criterios y en la instrumentación, en lo que atañe al Enargas, de los nuevos regímenes de subsidios a los usuarios” y tendrá injerencia “en las adecuaciones regulatorias necesarias en el corto plazo en el sistema gasífero”.

, Roberto Bellato

Los sindicatos petroleros y del personal jerárquico de las distintas cuencas del país acordaron con las cámaras del sector un ajuste salarial como parte de la cláusula de revisión trimestral paritaria. En concreto, el incremento fue de 47,6% e impacta desde el mes de enero. La suma está por encima de la inflación de noviembre y diciembre, que acumula 38%.

Las paritarias petroleras se actualizan cada tres meses y las negociaciones están vinculadas al índice de inflación del INDEC. El próximo vencimiento de la paritaria es en abril. Ahora, sindicatos y cámaras se reunirán en febrero, después de que se conozca la inflación de enero.

Reunión

La reunión donde se acordó el ajuste salarial fue en la Secretaría de Trabajo en la ciudad de Buenos Aires. Participaron directivos de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE).

Por parte de los gremios petroleros y jerárquicos estuvieron dirigentes sindicales de Neuquén, Río Negro, La Pampa, Santa Cruz, Chubut, Patagonia Austral, Cuyo, Formosa, Salta y Jujuy y la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles.

El incremento acordado para enero es de 22,8% en términos reales respecto a diciembre de 2023. La suba acordada no es remunerativa en los haberes de enero y no impactará en el Impuesto a las Ganancias. Recién pasará a serlo desde abril. La paritaria petrolera acumula 183% hasta abril de 2024.

, Redaccion EconoJournal

La minera surcoreana Posco, un gigante del acero y litio a nivel mundial, y la canadiense junior Lithium South llegaron a un acuerdo para explotar de manera conjunta un área ubicada en el medio de los proyectos que cada compañía tiene en la Puna argentina. Se trata de una zona limítrofe que históricamente está sin definir entre Salta y Catamarca que es rica en recursos de litio y que ambas empresas se estaban disputando. Según el acuerdo, las mineras compartirán en partes iguales la salmuera de los bloques Norma Edith y Viamonte del Salar del Hombre Muerto, uno de los más importantes en recursos del Triángulo del Litio y que en la parte de la Argentina comparten ambas provincias.

“Con el ánimo de encontrar una solución para permitir que ambas compañías accedan a la salmuera en estas áreas y para evitar un largo compromiso legal, costoso e incierto, Lithium South y Posco acordaron desarrollar conjuntamente los bloques y compartirlos 50 y 50 (por ciento)”, destaca un comunicado difundido por la firma canadiense.

Salar del Hombre Muerto 

Este salar es uno de los mejores para la producción de litio del país por la calidad del recurso. Es el corazón de la parte argentina del Triángulo del Litio y lo comparten las provincias de Salta y Catamarca. En ese salar, la minera Livent produce litio hace 25 años. En el Salar del Hombre Muerto tienen proyectos importantes compañías como Alpha Lithium (Tecpetrol), Arcadium Lithium (la compañía formada luego de la fusión entre Livent y Allkem), NRG Metals, Galaxy Resources y Galan Lithium, entre otros.

Proyectos

Pohang Iron and Steel Company (Posco) desarrolla el megaproyecto Sal de Oro en el lado catamarqueño del Salar del Hombre Muerto. Entrará en producción en poco tiempo y en total la minera coreana invertirá US$ 4.000 millones para 2030 para producir 50.000 toneladas anuales de litio (carbonato e hidróxido), poco más de lo que hoy produce toda la Argentina.

El desarrollo de Posco es lindero del proyecto “Hombre Muerto Norte (HMN)” de Lithium South, ubicado también en el Salar del Hombre Muerto, pero del lado de Salta. En 2023 este proyecto aumentó 175% la estimación de recursos en el salar y está por presentar el estudio de factibilidad. El proyecto HMN de la canadiense está compuesto por los bloques Alba Sabrina (2.089 hectáreas), Natalia María (115 ha), Gastón Enrique (55 ha) y Tramo (383 ha).

Comunicado de Lithium South.

Zona de conflicto

El norte de Catamarca y el suroeste de Salta tienen históricamente una “zona de conflicto” (ahora llamada “zona de cooperación”) porque desde hace décadas no está claro el límite entre ambas provincias. El boom del litio hizo resurgir esté conflicto. El riesgo para los proyectos es que algunos podrían tener doble regulación y tributación. Si bien la discusión tiene antecedentes en el Siglo XIX, en el año 1900 el gobierno nacional creó el Territorio Nacional de Los Andes que abarcó esta zona limítrofe poco clara. En 1943 el gobierno de facto de Pedro Pablo Ramírez disolvió el territorio Los Andes y lo dividió en áreas distintas para Catamarca y Salta (también algunas para Jujuy).

En 1969 el dictador Juan Carlos Onganía también emitió un decreto estableciendo un límite entre ambas provincias, pero todo esto quedó sin efecto en la Justicia porque no lo aprobó el Congreso Nacional. En 2015 la Corte Suprema de Justicia de la Nación dictó un fallo reconociendo el litigio, pero le pasó la pelota al Congreso para que lo resuelva. Nada de eso ocurrió todavía. En algunos proyectos mineros de la década de 1980, la Justicia falló a favor de Salta argumentando que tiene registros de la actividad más antiguos que Catamarca. El argumento de esta última es que fue la provincia que comenzó primero a explotar la zona.

Mesa del Litio 2021

El conflicto permanece sin definición de fondo, pero las dos gobernaciones llegaron un acuerdo en una reunión de la Mesa del Litio realizada en 2021 para que los proyectos mineros puedan continuar, explicaron a EconoJournal fuentes provinciales. El caso testigo del acuerdo fue el proyecto Sal de Oro de la minera Posco. En los hechos, ambas provincias autorizan los impactos ambientales y reciben las regalías correspondientes, entre otros actos administrativos.

También se definió que en el caso de que haya dos propietarios de proyectos distintos en ambos lados de esta zona se buscará una solución entre las compañías, que fue lo que finalmente ocurrió entre Posco y Lithium South.

Acuerdo 2024

Los bloques Viamonte y Norma Edith están ubicados en un área de doble jurisdicción, por la cual tanto Posco (Catamarca) como Lithium South (Salta) venían reclamando el mismo terreno. Los datos preliminares sugieren que estos bloques “tienen un potencial significativo” para la producción de litio, según afirma el comunicado de la minera canadiense.

Además, destaca que “este acuerdo representa una solución fundamental a la histórica cuestión del título provincial y muestra un espíritu de asociación y pragmatismo. El acuerdo estará sujeto a otros compromisos legales y aprobaciones regulatorias según sea necesario”.

, Roberto Bellato

Cientos de pequeños productores independientes de petróleo y gas en los Estados Unidos advierten que sus explotaciones se volverán económicamente inviables si el gobierno avanza con la regla propuesta para la aplicación del impuesto a las emisiones desperdiciadas de metano. Se trata del primer impuesto o tarifa de alcance federal que se aplicará en EE.UU. sobre emisiones de gases de efecto invernadero. Una estimación indica que hay unos 300.000 los pozos de baja producción en riesgo de cierre permanente debido al impuesto, que comenzará a aplicarse en 2025 sobre las emisiones de 2024.

La Agencia de Protección Ambiental de los EE.UU. (EPA) publicó el viernes su propuesta de regla para la aplicación del Cargo sobre las Emisiones Desperdiciadas de metano. Este impuesto sobre las instalaciones del sector petrolero forma parte de un set de tres iniciativas o regulaciones para la reducción de las emisiones de metano incluido en la Ley de Reducción de la Inflación, aprobada por el Congreso en 2022.

Las nuevas regulaciones en materia de metano establecen un techo máximo de emisiones desperdiciadas por cada instalación petrolera. El cargo se aplicará sobre las emisiones que superen ese límite, con un monto inicial de US$ 900 por cada tonelada de emisiones desperdiciadas en 2024, elevándose a 1200 dólares por las emisiones de 2025 y a 1500 dólares desde 2026.

“Bajo el liderazgo del presidente Biden, la EPA está implementando una estrategia integral para reducir las emisiones residuales de metano que ponen en peligro a las comunidades y alimentan la crisis climática”, dijo el administrador de la EPA, Michael S. Regan. “La propuesta de hoy, cuando esté finalizada, respaldará un conjunto complementario de estándares tecnológicos y recursos históricos de la Ley de Reducción de la Inflación, para incentivar la innovación de la industria y la acción inmediata”, agregó.

Impacto sobre las productoras

Las principales asociaciones de empresas productoras de hidrocarburos en EE.UU. rechazaron la metodología propuesta por la agencia ambiental para la aplicación del recargo. La principal objeción es que alcanza a los pequeños productores, un universo que representa alrededor de un millón de barriles diarios de producción.

La Asociación de Productores de Petróleo Independientes (IPAA) cuestionó que el recargo al metano aprobado por el Congreso en 2022 no fue debatido en audiencias públicas ni se estimó su impacto sobre los precios para los consumidores y sobre la producción doméstica. Sobre este punto, la IPAA advirtió que el impuesto y el resto de las regulaciones llevarán al cierre de 300.000 de los 750.000 pozos de baja producción que existen en EE.UU.

Un reporte de la asociación indica que los pozos de baja producción son aquellos que producen 15 barriles/día (o 90.000 pies cúbicos de gas por día) o menos. El promedio nacional de producción en estos pozos es de aproximadamente 2,5 barriles por día. De los aproximadamente un millón de pozos activos de petróleo y gas natural en Estados Unidos, alrededor de 750.000 son pozos de baja producción, normalmente operados por pequeñas empresas. Sin embargo, estos pozos de baja producción producen alrededor de un millón de barriles diarios de petróleo y representan entre el 8 y el 10% de la producción diaria de gas.

El Instituto Americano del Petróleo (API) también cuestionó las reglas propuestas por la EPA y pidió trabajar con el Congreso para derogar el impuesto. «Si bien apoyamos una regulación federal inteligente del metano, esta propuesta crea un régimen regulatorio incoherente y confuso que sólo sofocará la innovación y socavará nuestra capacidad para satisfacer la creciente demanda de energía”, dijo la API en un comunicado.

El recargo fue impulsado por el gobierno federal para alentar a la industria a adoptar mejores prácticas que reduzcan las emisiones de metano y así evitar pagar. Pero las asociaciones del sector alegan que la industria ya viene implementando medidas para reducir las emisiones y que las nuevas regulaciones no incentivarán las mismas sino que afectarán la producción de hidrocarburos.

Regla definitiva para el metano

El cargo funcionará en tándem con una regla definitiva sobre el metano emitida por la EPA en diciembre que busca reducir las emisiones de metano y otros tipos de contaminación atmosféricas provenientes de operaciones de petróleo y gas, tanto existentes como nuevas, según declaraciones del administrador de la agencia. Esta regla definitiva introduce nuevos estándares para la industria petrolera y otorga un plazo de dos años a los estados para que implementen programas de reducción de sus emisiones de metano.

La regla propuesta por la EPA en lo que respecta al cargo aborda detalles sobre cómo se implementará el mismo, incluido su cálculo y cómo se aplicarán las exenciones. Las instalaciones que cumplan con los estándares de la Ley de Aire Limpio recientemente aprobados para las operaciones de petróleo y gas estarían exentas del impuesto después de que se cumplan ciertos criterios establecidos por el Congreso.

Protocolo internacional para el metano

La Ley de Reducción de la Inflación estableció un Cargo sobre las Emisiones Desperdiciadas de metano para determinas instalaciones de petróleo y gas que reportan emisiones de más de 25.000 toneladas métricas de dióxido de carbono equivalente por año al Programa de Informes de Gases de Efecto Invernadero.

La agencia exige que el cálculo del impuesto al metano este basado en datos empíricos entregados por las productoras para agosto de 2024. La agencia deberá emitir la regla definitiva respecto al cargo antes de que finalice el año.

Las productoras debaten cómo pueden adecuarse a la regla propuesta. Un punto de referencia es el Protocolo para el Metano en Petróleo y Gas de las Naciones Unidas (UN-OGMP), que establece cinco niveles de medición de las emisiones del gas. El nivel cinco o «estándar de oro» implica la medición de las emisiones en las instalaciones en tiempo real.

“Dadas las noticias sobre el impuesto al metano, dada la variedad de conversaciones que estamos observando en el mercado sobre OGMP, existe un alto grado de probabilidad de que (el protocolo) OGMP pueda implementarse como el marco de referencia que los inversores, las (compañías) aseguradoras y otros actores en los mercados de capitales demandarán”, explicaba un analista de la industria en un webinar sobre el tema organizado por el IPAA.

Metano

Las iniciativas para reducir las emisiones de metano ganaron impulso con el lanzamiento en 2021 del Global Methane Pledge, un acuerdo no vinculante entre países que asumieron el compromiso de reducir colectivamente las emisiones de metano en un 30% desde los niveles de 2020 para el 2030. Argentina fue uno de los primeros países en suscribir el acuerdo, que ya cuenta con 149 países participantes. Como punta de lanza para alcanzar el objetivo, la Secretaría de Energía lanzó a través de la resolución 970/2023 el programa nacional para medir y reducir las emisiones fugitivas en la producción de hidrocarburos, una iniciativa adelantada por EconoJournal.

El metano es uno de los gases de efecto invernadero más potentes. Junto al dióxido de carbono y el óxido nitroso son los gases de efecto invernadero más comunes. Hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, pero el primero es varias veces más potente que el CO2.

Estados Unidos y la Unión Europea consideran que la reducción rápida de las emisiones de metano es complementaria a la acción sobre el dióxido de carbono y otros gases de efecto invernadero. Pero reducir las emisiones de metano es “la estrategia más eficaz para reducir el calentamiento global a corto plazo y mantener el objetivo de limitar el calentamiento a 1,5 grados centígrados al alcance”, según la diplomacia estadounidense y europea.

, Nicolás Deza

La cámara de compañías productoras de hidrocarburos (Ceph), con YPF a la cabeza, respaldó abiertamente los cambios regulatorios en materia petrolera que propone la Ley Ómnibus (de Bases) que se está discutiendo en el Congreso. Carlos Ormachea, titular de la entidad, le envió este lunes una carta al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, que también fue cursada a los presidentes de bloques en Diputados, en la que se destaca “el apoyo de las empresas de la industria a las modificaciones de la Ley 17.319 tendientes a liberalizar el sector hidrocarburífero que se incluyen en el capítulo IX del proyecto de Ley de Bases”.

“La libertad de comercio, precios de mercado, la eliminación de interferencias y de posibles discrecionalidades en las políticas relativas al sector, impactarán positivamente en el proceso de inversión y generación de empleo”, agrega la misiva a la que tuvo acceso EconoJournal.

Rodríguez Chirillo defenderá este martes ante la Comisión de Presupuesto de la Cámara de Diputados los cambios legislativos introducidos en el capítulo de Hidrocarburos de la Ley Ómnibus. Es probable que Ormachea asista en representación de la industria de producción de petróleo y gas en clave de respaldo de la presentación del funcionario.

Los privados respaldaron de manera especial el cambio en la redacción del artículo 6 de la Ley 17.319 (la ley madre de Hidrocarburos), que históricamente privilegió las necesidades de abastecimiento del mercado interno por sobre la exportación de petróleo y gas.

Rodríguez Chirillo volverá hoy al Congreso a defender los cambios en materia de Hidrocarburos que propone la Ley Ómnibus.

La modificación que está incluida en la Ley Ómnibus pone en un pie de igualdad al mercado interno y al de exportación con la intención de incentivar el comercio exterior de hidrocarburos a partir del aumento de la producción en Vaca Muerta. En esa clave, el artículo 258 del proyecto de Ley Ómnibus propone que el nuevo artículo 6 establezca que “los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo”.

Los empresas nucleadas en la Ceph —YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Vista y Pampa, entre otros— respaldaron también los cambios que se introducen en los artículos 3 y 7 de la Ley de Hidrocarburos, a fin de establecer un nuevo esquema de importación de petróleo y derivados..

Aún en análisis

Aunque las petroleras están a favor de las modificaciones que impulsa el gobierno de Javier Milei, existen aún algunos puntos del texto de Ley que generan preocupación entre los privados y también en las provincias productoras, que son dueñas del recurso hidrocarburífero y autoridad de aplicación.

En esa lista figuran, por ejemplo, los cambios sugeridos en la redacción del artículo 35 de la Ley 17.319, que autoriza a las provincias a prorrogar por 10 años las concesiones hidrocarburíferas vigentes. Los artículos 268 y 277 del proyecto de Ley Ómnibus que ingresó al Congreso elimina esa posibilidad de extender los contratos actuales.

Tras la gestión del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y de otros representaciones provinciales parecía que Rodríguez Chirillo estaba dispuesto a no avanzar con las modificaciones en todo lo referido a concesiones hidrocarburíferas, pero fuentes privadas que participan de la discusión con el gobierno consultadas ayer por este medio advirtieron que el secretario de Energía insiste con la necesidad de eliminar las prórrogas y sostiene que lo mejor es establecer que una vez que expire la titularidad de las áreas se vuelvan a adjudicar a través de un nuevo proceso de licitación.

, Redaccion EconoJournal

IMPSA comenzó el traslado de uno de los tres hornos que fabricó para el complejo industrial Luján de Cuyo de YPF. El horno es parte del proyecto NEC (Nueva Especificación de Combustibles) que está desarrollando la compañía con mayoría accionaria estatal en Mendoza y que forma parte de la expansión y modernización de esa refinería. Una de las principales funciones de esta nueva planta de YPF es reducir el contenido de azufre de los combustibles, “que va de la mano de la evolución tecnológica de los motores de combustión interna y acompaña las normas de respeto del medio ambiente”, explicó IMPSA en un comunicado.

IMPSA, a través de su empresa Transapelt, inició el sábado el traslado de lo que se conoce como Radiación, una de las cuatro piezas que componen el primero de los tres hornos. Radiación tiene una altura de 9,7 metros y un peso de 62 toneladas (tn). Las otras tres secciones de esta nueva generación de equipamiento para la industria de oil & gas se denominan Convectiva, Breeching y Chimenea, y se transportarán en enero y febrero. En la fabricación del horno participaron 133 profesionales entre técnicos, operarios, ingenieros y especialistas de 15 áreas de la IMPSA.

Equipamiento

El primer horno que se instalará en la refinería de Luján de Cuyo de YPF reemplazará a una unidad que había sido fabricada por IMPSA en 1984 y que, tras 40 años de funcionamiento, cumplió su vida útil. En rigor, es un horno de proceso tipo “Reactor Feed Heater” y su función principal es calentar un fluido calefactor que aporta calor en distintos procesos de las plantas de tratamiento de hidrocarburos.

Los otros dos hornos que IMPSA está fabricando para YPF permitirán producir combustibles con bajo contenido de azufre, más limpios y de mejor calidad. Estos equipos “se enmarcan dentro de las obras de expansión y modernización que YPF está llevando adelante en su refinería de Luján de Cuyo”.

Traslado

“El traslado de la Radiación se realizó con éxito”, destacó IMPSA. La pieza partió el sábado a la mañana desde el Centro de Desarrollo Tecnológico de IMPSA, en la localidad de Godoy Cruz, y recorrió 38 kilómetros hasta la refinería de YPF en Luján de Cuyo, donde arribó cerca del mediodía.

Fue coordinado de manera conjunta entre Transapelt y personal de Gendarmería Nacional, la Dirección de Tránsito de la Municipalidad de Godoy Cruz, Tránsito Vial de la Municipalidad de Luján de Cuyo, Vialidad Provincial y Nacional.

En total, “el operativo estuvo compuesto por un tractor principal con una formación (carretón) de ocho líneas, dos tractores de apoyo y un tractor hidrogrúa. Además, participaron seis móviles policiales, dos vehículos guías de Transapelt y dos hidrogrúas (una de 20 tn y otra de 40 tn) que sirvieron para la remoción y posterior colocación de los carteles pasantes de la Ruta Nacional 40”.

, Redaccion EconoJournal

El presidente de Enarsa, Juan Carlos Doncel Jones, recibió la semana pasada a una delegación de ejecutivos chinos de Gezhouba, una de las principales constructoras del gigante asiático, para intentar reactivar la instalación de las dos represas emplazadas sobre el río Santa Cruz en la provincia homónima. Del encuentro participaron también representantes de Electroingeniería, la compañía cordobesa que es socia minoritaria de Gezhouba en el proyecto. Unos días antes la comitiva chino-argentina se había reunido con el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, uno de los principales interesados en que se retome el montaje del complejo hidroeléctrico, que en períodos de alta demanda llegó a emplear a más de 3000 operarios.

Fuentes públicas y privadas consultadas por EconoJournal señalaron que el primer paso es reestablecer el financiamiento de los bancos chinos, que hoy se encuentra virtualmente frizado por la conflictiva relación entre Enarsa (el comitente de la obra en representación del Estado nacional) y la UTE Gezhouba-Electroingenería, que se fue deteriorando en los últimos años por desencuentros y reclamos cruzados a medida que se complejizó la ejecución del megaemprendimiento por problemas de origen de diseño e ingeniería. El principal hito que motivó la reformulación del proyecto estuvo dado por un deslizamiento de tierra que fracturó uno de los taludes de contención del vertedero de una de las represas, tal como publicó este medio en noviembre de 2019.

A ese mar de fondo entreverado se le sumó que el posicionamiento geopolítico del gobierno de Javier Milei, que durante la campaña electoral se alineó diplomáticamente con EE.UU. y atacó fuertemente a la administración de Xi Jinping, no contribuyó en nada a descomprimir la agenda vinculada a las represas de Santa Cruz.

En lo concreto, el objetivo de Enarsa es que los bancos chinos a cargo del paraguas financiero del proyecto —China Development Bank Corporation, Industrial and Commercial Bank of China Limited (ICBC) y Bank of China Limited— comprometan un nuevo crédito de alrededor de US$ 500 millones para reactivar la construcción de las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic (antes Condor Cliff-La Barrancosa). Se apunta, en rigor, a materializar el convenio financiero que firmó a principios de agosto de 2022 la ex ministra de Economía, Silvina Batakis, en lo que fue su último acto administrativo antes de ser relevada en el Palacio de Hacienda.

En esa clave, se aspira a firmar la adenda Nº 12 al contrato de construcción entre Enarsa y la UTE Gezhouba-Electroingeniería. La relación entre los socios del consorcio privado tampoco estuvo exenta de algunos cortocircuitos mayores, pero se encaminó a partir del recambio de management en la firma cordobesa —Juan Manuel Pereyra y Carlos Bertoglio (h) reemplazaron hace dos años en la primera línea de la empresa a Gerardo Ferreyra y Osvaldo Acosta, que estaban muy vinculados al kirchnerismo—.

Mirar hacia adelante  

En la adenda Nº 12 se deberá definir un nuevo cronograma de obra realista, dado que los plazos originales —que preveían que las represas estarían en marcha a más tardar en el año 2025— son de cumplimiento imposible. La propuesta de Enarsa apunta a resetear la relación contractual. Eso implica encapsular los planteos cruzados entre las partes —el ‘stock’ como lo definió una de las fuentes consultadas—, que deberán seguir transitando los canales administrativos pertinentes, y mirar hacia adelante para reactivar la construcción de las centrales hidroeléctricas. Es que Gezhouba tiene reclamos abiertos por Enarsa por unos US$ 400 millones por demoras en la ejecución de las obras, acentuadas además por la pandemia. La preocupación de los directivos de Enarsa es que, en caso de que se paruebe un nuevo crédito con los bancos chinos —que, en la práctica, opera como un bono de deuda soberana—, ese dinero se utilice para relanzar los trabajos de construcción y no para saldar pasivos contingentes del pasado.

El gobernador de Santa Cruz recibió la semana pasada a representantes chinos para interiorizarse de situación de las represas.

Por el lado de Santa Cruz, Vidal apunta a convertirse como un nexo político que contribuya a descomprimir la relación entre el gobierno nacional y Pekin. Cerca del gobernador señalaron que China tampoco se beneficia con la parálisis de la construcción de las represas santacruceñas. Las dos centrales hidroeléctricas son el mayor proyecto de infraestructura energética que una constructora china realiza fuera de ese país. De ahí su importancia no sólo para Gezhouba, sino para el Partido Comunista Chino (PCCh), el partido único que controla el Estado.

Por eso, agregaron fuentes provinciales, las empresas solicitaron al mandatario patagónico que intervenga para destrabar la relación con los sindicatos (en especial con UOCRA), que llevan adelante medidas de fuerzas ante la incertidumbre que gira en torno del proyecto.

La represa Néstor Kirchner, también llamada Cóndor Cliff, de 73 metros de altura, cruzará el río Santa Cruz a 180 km al oeste de la ciudad de Puerto Santa Cruz, mientras que la represa Jorge Cepernic, de 41 metros y también llamada La Barrancosa, se situará 65 km aguas abajo. Según fuentes oficiales, los trabajos de construcción en la represa Néstor Kirchner registran un estado de avance de un 25%, en tanto que las tareas en la Jorge Cepernic se hallan al 40 por ciento.

, Nicolas Gandini

La minera AbraSilver Resource Corp celebró un acuerdo de carta vinculante con una de las empresas subsidiarias de la canadiense Teck Resources Limited, con el objetivo de explorar y desarrollar el proyecto de cobre y oro La Coipita, ubicado en San Juan.

En base a esta alianza, Teck podrá adquirir una participación del 80% en La Coipita mediante la financiación de gastos de exploración acumulativos de US$ 20 millones durante un período de cinco años. También, realizando pagos en efectivo y una colocación de capital en AbraSilver por un total de US$ 3 millones, incluido un pago inicial obligatorio de US$ 500.000.

John Miniotis, presidente y director ejecutivo, de AbraSilver, expresó: “Estamos encantados con la oportunidad de asegurar un importante acuerdo de exploración con Teck para avanzar en el proyecto a gran escala La Coipita, que está ubicado en un prolífico distrito de pórfido de cobre».

Asimismo, el ejecutivo consideró que esta colaboración marcará un hito importante para el proyecto y mejorará el potencial de un importante descubrimiento de cobre. «Esta transacción representará un fuerte respaldo al potencial de exploración en La Coipita y esperamos trabajar estrechamente con Teck para generar valor para todas las partes interesadas”, sostuvo Miniotis.

De acuerdo a lo informado por las compañías, luego de un período de transición inicial en el que AbraSilver respaldará las operaciones de campo, Teck actuará como operador mientras dure el acuerdo de opción.

El proyecto

La Coipita consta de más de 70.000 hectáreas en la parte occidental del departamento de Calingasta, en San Juan.El proyecto se encuentra dentro del cinturón epitermal de pórfido del Mioceno de la Argentina y Chile. 

Las áreas objetivo tienen características geofísicas, geológicas y geoquímicas coincidentes que son consistentes con intrusiones de tipo pórfido mineralizado de cobre y oro, ya sea debajo de sistemas de alta sulfuración o en áreas estructuralmente elevadas, según informaron desde AbraSilver.  Por lo que, hasta el momento, se ha identificado el potencial de un sistema de pórfido de cobre molibdeno y oro (Cu-Au-Mo).

, Loana Tejero

Lithium Argentina -la compañía que creó Lithium Americas para gestionar sus negocios de litio en el país- dio a conocer los resultados operativos preliminares de 2023 de la salmuera de litio que poseen en el proyecto Caucharí-Olaroz, en la puna jujeña, en conjunto con Ganfeng Lithium Co. Ltd. y JEMSE (Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado). Del estudio se desprende que la producción del año pasado superó la previsión que tenía la empresa y alcanzó las 6.000 toneladas de carbonato de litio.

En la actualidad, la planta que posee la compañía está produciendo aproximadamente al 50% de su capacidad, según informaron. Además, la planta de cloruro de potasio (KCL) también se encuentra operativa y está en proceso de aumentar su volumen de producción y calidad de producto.

Producción

En base a estos resultados, John Kanellitsas, vicepresidente de Lithium Americas Corp. y responsable de los proyectos de litio en la Argentina y Estados Unidos, expresó: “Estamos muy satisfechos con los resultados de producción. Continuamos avanzando en el aumento tanto del volumen como de la calidad del producto”.

Asimismo, el ejecutivo adelantó que para el 2024 trabajarán para alcanzar la capacidad instalada y para sentar las bases de la próxima fase de crecimiento.

La primera producción de litio que logró la compañía tuvo lugar en junio de 2023. Desde ese momento, la empresa ha estado produciendo de manera constante. La producción alcanza un contenido de carbonato de litio del 99,5%, que posee especificaciones de calidad técnica que resultan cercanas a la calidad grado batería. Cuenta con una capacidad de 40.000 toneladas de producción en la etapa 1, y con la expansión de la etapa 2 se sumarían 20.000 toneladas más.

, Loana Tejero

La Central Nuclear Atucha I cumple 50 años desde que su reactor comenzó a funcionar. El 13 de enero de 1974 fue un día histórico para el desarrollo tecnológico del país: Atucha I alcanzó su primera criticidad, transformándose así en la primera central nuclear de potencia de la Argentina y América Latina.

Atucha I inició su construcción en junio de 1968. Fue conectada al Sistema Eléctrico Nacional el 19 de marzo de 1974 y comenzó su producción comercial el 24 de junio de ese mismo año.

“Atucha I cuenta con una trayectoria de medio siglo de excelencia, comprometida con la generación de energía de base para el país a través de una operación segura y responsable. Además, a través de su generación limpia permitió el ahorro de emisiones de gases de efecto invernadero”, destacaron desde Nucleoeléctrica Argentina.

La central

Desde la compañía indicaron que en sus cinco décadas de operación la central se destacó por sus altísimos niveles de performance, posicionando al país como pionero y líder en materia nuclear en la región, dando comienzo a una rica historia que se extendió con la construcción y finalización de las centrales nucleares Embalse y Atucha II.

La central está ubicada sobre la margen derecha del Río Paraná de las Palmas, a 100 km de la ciudad de Buenos Aires en la localidad de Lima, Partido de Zárate.

En la actualidad cuenta con una potencia eléctrica bruta de 362 megavatios eléctricos, superior a la potencia de diseño de 319 megavatios eléctricos. El tipo de reactor es PHWR, utiliza agua pesada como fluido principal y moderador, y uranio levemente enriquecido (ULE) al 0,85% como combustible.

Todos los sistemas de seguridad de la planta fueron actualizados y cumplen con las exigencias locales e internacionales. Desde 2008 a la fecha, Nucleoeléctrica se encuentra ejecutando el Proyecto de Extensión de Vida de Atucha I, cuya finalización permitirá ampliar su operación por 20 años adicionales a plena potencia.

Más Atucha

El proyecto de extensión de vida de Atucha I le permitirá a la central operar por un nuevo ciclo de vida útil de 20 años.

La parada de reacondicionamiento tendrá una duración de 30 meses a desarrollarse entre 2024 y 2026 e implicará la creación de 2.000 puestos de trabajo, así como la generación de oportunidades para proveedores nacionales calificados para las tareas de construcción y fabricación de componentes.

Esta obra permitirá mantener la potencia nuclear instalada, proporcionando energía segura, confiable y limpia para más de un millón de habitantes.

, Redaccion EconoJournal

Desde su fundación, TB Cargo se ha destacado por su especialización en transportes nacionales e internacionales de cargas generales y especiales. A lo largo de los años, la complejidad de los proyectos desarrollados y las necesidades de ciertos clientes, promovieron un mayor foco en las industrias de Oil & Gas y Minería a nivel nacional y regional.

En función de una creciente demanda internacional, TB Cargo expandió sus servicios y adaptó sus operaciones a las demandas cambiantes del mercado.

Desde la compañía destacaron que «la capacidad de TB Cargo para ofrecer soluciones ‘tailor-made‘ y adaptarse a los desafíos de entornos complejos, ha sido esencial para su crecimiento».

En este sentido, destacaron distintos hitos tales como: la constitución de una filial en Bolivia en 1992; la creación de Oilfield Trucks, una división de DTMs de equipos de torre en 1997; la constitución de una filial en Paraguay en 2003; la adquisición de una base petrolera de 3,6 ha en Vaca Muerta en 2012; la constitución de filiales en Brasil, Uruguay y Perú entre 2016 y 2020; y el inicio de las operaciones de importación y comercialización de baritina de grado petrolero.

Aun así destacaron que el fuerte compromiso con la innovación no los detuvo, y en 2022, incorporaron TBC01, un taladro de perforación especialmente diseñado y adaptado a las necesidades de la industria del litio. «Un equipo innovador que, junto a profesionales expertos, aseguró los objetivos del proyecto con altos estándares de eficiencia y productividad, reduciendo un 70% los tiempos de perforación», indicaron desde la firma.

Compromiso

Al cumplirse un nuevo aniversario y con filiales estratégicamente ubicadas en América Latina y España, desde TB Cargo reafirmaron su compromiso con la especialización regional y apuesta hacia la internacionalización del grupo. «El equipo interdisciplinario, compuesto por profesionales con experiencia práctica en las áreas donde operan, garantiza soluciones integrales», remarcaron.

Unidades de negocio

La empresa proyecta su futuro desde sus tres Unidades de Negocio Cargo, Energy y Contract bajo una nueva identidad que se fusiona y posibilita sinergias, una dirección enmarcada con la trayectoria que lo caracteriza y la innovación ante desafíos únicos en la industria, que une a “todos los países, una ruta”.

Es así, que acelera la unificación, hacia una nueva era, marcando el movimiento constante en cada solución, en cada servicio, en cada dirección, como socio regional estratégico en la industria. Con miras hacia el futuro sumado a la expertise del pasado, presentaron TB Cargo, Commitment in Motion.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno dio un giro abrupto de 180º en la redacción del capítulo de la Ley Ómnibus vinculado al sector de biocombustibles que se está discutiendo esta semana en el Congreso. La versión inicial del proyecto defendía la liberación total del mercado de bios, que hoy está altamente regulado. En esa dirección, permitía el ingreso de grandes cerealeras (aceiteras y exportadoras) y petroleras al negocio con la intención de abaratar los costos de los carburantes de origen vegetal, uno de los grandes problemas en que incurrió la industria durante los últimos años, dado que muchas veces los precios del biodiesel y del bioetanol terminan siendo más caros que los combustibles fósiles.

Al permitir la integración de la cadena tanto hacia abajo (con petroleras) como hacia arriba (con grandes aceiteras), el espíritu del proyecto original era eficientizar la operatoria de la industria de biocombustibles. Fuentes de La Libertad Avanza llegaron incluso a cuestionar un mes atrás el funcionamiento del complejo azucarero que produce bioetanol en Tucumán —denunciado tanto en el sector privado como en el Estado por su falta de competitividad— y también por la concentración del mercado de biodiesel en pocos grupos económicos, a contramano de lo que estipulaba la Ley 26.093 (de Biocombustibles), que aspiraba a diversificar la producción de bios en pequeñas sociedades diseminadas en distintos puntos del país para apuntalar el crecimiento de economías regionales.

Sin embargo, durante su presentación de este miércoles en la Cámara de Diputados, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, que a su vez es uno de los principales coordinadores de la Ley Ómnibus, volvió sobre sus pasos y oficializó cambios sustanciales en el capítulo de bios.

Entre los más relevantes figuran: a) se bloquea el ingreso inmediato al negocio de las petroleras—YPF, Raízen, Axion Energy, Puma y productores de crudo que estaban evaluando desembarcar en el negocio—. Recién podrán participar de la producción cuando el corte de bios en naftas y gasoil sea superior al 15%, una meta que recién se espera para los próximos tres años. Y b) se condiciona la participación de las grandes aceiteras —Cargill, Bunge, Dreyfus, AGD y Noble, entre otras nucleadas en la cámara Carbio— al cumplimiento de determinados requisitos. Allegados a YPF, la petrolera controlada por el Estado, que a su vez es el mayor jugador del mercado de combustibles y tal vez el principal perjudicado por la contramarcha del gobierno, indicaron a EconoJournal que aún no analizaron a fondo la última versión del proyecto de Ley, por lo que aún no realizaron gestiones con el Ejecutivo para alinear posiciones entre el Estado y la industria hidrocarburífera.

Rodríguez Chirillo defendió los cambios en materia de energía incluidos en la Ley Ómnibus que se discute en la Cámara de Diputados.

Una fuente cercana al Ministerio de Economía ensayó una respuesta curiosa para explicar a qué obedecen las modificaciones radicales en el texto de Ley. «En realidad, el capítulo de Biocombustibles que se incluyó en la versión en papel del proyecto de Ley Ómnibus que ingresó al Congreso ya había sido eliminado por la Secretaría de Energía, que lo había reemplazado por otro que no llegó a incluise en el texto que se envió a Diputados».

Transparencia

Allegados a la Secretaría de Energía destacaron, pese a todo, que tal como quedó redactado el proyecto de Ley mejorará de forma significativamente la operatoria del mercado de biocombustibles que se venden en estaciones de servicio mezclados con naftas y gasoil. Destacaron, en ese sentido, que se transparentará el mecanismo para determinar los precios del biodiesel y bioetanol, que dejarán de estar fijados discrecionalmente por funcionarios de la Secretaría de Energía. También se terminará con los cupos de volumen, que definían qué participación del mercado se quedaba cada cada complejo productor.

Una apuesta ambiciosa del gobierno es que se quiere a crear un nuevo mercado de biocombustibles similar al MATER, el mercado a término de energías renovables que funciona entre privados con escasa intervención estatal, o al Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), la plataforma que depende de la Bolsa de Comercio porteña que se utilizó en los últimos años para adquirir volúmenes de gas por parte de Cammesa o Enarsa.

¿Cómo funcionará el nuevo esquema si el capítulo de biocombustibles de Ley Ómnibus se aprueba en el Congreso?

«La ley actual es la peor que hubo por los incumplimientos en producción que no permitieron cumplir con los cortes establecidos, por eso hay que cambiarla», defendió una fuente oficial. «El proyecto actual establece que el precio de los biocombustibles será libre y dejará de estar regulado por el gobierno. También será libre el volumen. Las ventas se obtendrán de licitaciones: ganará la empresa que ofrezca el precio más bajo, pero bajo ciertas condiciones, para ecualizar la licitación de forma que puedan participar en el caso del biodiesel tanto empresas grandes, integradas, chicas, no integradas. En bioetanol, estamos analizando esquemas de licitación pero hay más variantes que se reglamentarán luego. Las licitaciones serían entre privados, es decir, no las manejará el Estado», agregó.

Regulación

Los cambios están reflejados en el artículo 313 de la Ley Ómnibus —al que accedió EconoJournal—, que modifica el apartado 13 de la Ley 27.640. En los hechos, los volúmenes asignados a las productoras y los precios de los biocombustibles, hoy ambos temas regulados por la Secretaría de Energía, quedarían establecidos por licitaciones periódicas de las que participarían los refinadores (compradores) y los elaboradores (vendedores).

“El que gana con el menor precio vende al comprador todo su volumen; al segundo más bajo le compran lo que falte para completar y así sucesivamente hasta que se cubra todo el volumen demandado. Siempre quedará algún oferente sin venta. Son licitaciones similares a otras que se hacen ya en el país con otros rubros. Similares a las del MATER de renovables», explicó una fuente de gobierno.

Rodríguez Chirillo explicó en el Congreso que “los cupos que existían serán cambiados por licitaciones que consideren varias cosas: primero, que ninguna empresa pueda tener más del 14% de participación de demanda interna. Segundo, que no se puede participar más allá del 100% de la capacidad instalada que tenga el participante. La tercera es que la relación entre la producción y la capacidad de todas las integradas debe ser igual a las no integradas. Vamos a permitir que las empresas chicas y grandes puedan participar”.

Petroleras

La iniciativa que rediseñó el gobierno establece que las petroleras podrán ingresar al negocio de los biocombustibles recién a mediano plazo en función de cuánto crezca el mercado de biocombustibles. En concreto, el proyecto prevé que lo hagan sobre la demanda excedente del mercado doméstico y cuando el porcentaje de mezcla supere el 18% en el caso de la mezcla del bioetanol con las naftas.

“Hemos actualizado la versión que ingresó. Cuando lo presentemos va a estar alineado a algunos de los comentarios que hemos recibido de gobernadores y diputados. La propuesta es que el Estado libera el precio y el biodiesel aumenta el corte obligatorio de 7% a 10%, para luego ir aumentando al 15% hasta el 2026. Esto nos va a permitir alinearnos con Brasil. En bioetanol se mantiene el 12% y se aumenta hasta el 18% en tres años para seguir en un sendero hasta el 27%”, anticipó Chirillo.

El biodiesel, que se elabora en base a aceite de soja y hoy tiene una mezcla con el gasoil de 7,5%, comenzaría en 10% con la entrada en vigencia de la norma. El 1° de julio pasaría a 11% y luego el 1° de enero de 2025 pasaría a 12%. Aumentaría a 13% en junio, 14% en noviembre y 15% en abril de 2026.

Por su parte, el bioetanol, que se produce con maíz y caña de azúcar, quedaría en 12% (tal como en la actualidad). A partir del tercer año de la entrada en vigencia del proyecto de ley del gobierno, la Secretaría de Energía dispondrá un rango de mezclas obligatorias de bioetanol con naftas del 18% (E18) al 27% (E27). El proyecto aclara que la cartera energética fijará “el nivel de mezcla obligatoria en forma periódica en función de la oferta disponible” y “autorizará en forma simultánea un mercado libre para mezclas de bioetanol con naftas en porcentajes superiores al 27%”.

Importaciones

Otro punto que las pymes productoras de biocombustibles habían cuestionado al proyecto de Ley Ómnibus tiene que ver con que se permitía importar biodiesel y bioetanol. Pero ahora el texto aclara: “durante los primeros 18 años tras la entrada en vigor de esta ley, los biocombustibles que se mezclen obligatoriamente con combustibles fósiles deberán ser producidos en instalaciones situadas en la República Argentina, utilizando materias primas nacionales”.

, Roberto Bellato y Nicolás Gandini

Se calcula que un auto eléctrico contiene alrededor de 75 kilos de cobre, tres veces más que un auto convencional. El mundo se dirige hacia estos vehículos y va a necesitar cada vez más cobre. Las baterías para los autos eléctricos se las vincula con el litio, pero además deberían estar asociadas al cobre. El proceso de electrificación y el incremento de las energías renovables en el mundo también demandará cada vez más a este mineral. La transición energética tiene ineludiblemente al cobre como el gran protagonista.

La Argentina dejó de producir cobre en 2018, cuando cerró la mina Bajo Alumbrera. Y va a estar sin producción durante algunos años más. Pero el país tiene en carpeta proyectos que por sus recursos y dimensiones son de clase mundial. Uno de ellos es Los Azules, un mega desarrollo de cobre ubicado en la Cordillera de Los Andes a 80 kilómetros al oeste de la localidad de Calingasta, en la provincia de San Juan. Medido en recursos, es uno de los proyectos más grandes del mundo.

Mike Meding es el vicepresidente y gerente General de McEwen Mining, la compañía canadiense que opera Los Azules. Nació en la ciudad alemana de Düsseldorf y vive en San Juan hace nueve años. EconoJournal lo entrevistó en profundidad. Analizó el cobre a nivel mundial, pero -sobre todo- describió la oportunidad de la Argentina si vuelve a la era del cobre. Dijo que “Los Azules puede cambiar el destino de San Juan” y que “para este proyecto el mercado interno representa una oportunidad muy grande para aportar cobre para la industrialización de la Argentina”.

El principal accionista de Los Azules con el 47,7% de participación es McEwen Mining. Tiene como socios al gigante Stellantis (19,4%), la automotriz más grande de la Argentina y una de las más importantes del mundo, y a Río Tinto (14,5%), la segunda compañía minera a nivel internacional.

Según McEwen, Los Azules demandará una inversión inicial de US$ 2.500 millones y de otros US$ 2.200 millones durante la vida útil (32 años). Podrá comenzar a producir hacia fines de 2029 o inicios de 2030. Las exportaciones superarían los US$ 1.200 millones anuales. Un detalle lo distingue de otros proyectos: producirá cátodos de cobre que, a diferencia del concentrado (como la mayoría de los proyectos), se comercializan directamente.

– ¿Cuál es el estado actual de Los Azules?

Estamos en etapa de exploración avanzada, donde se incluyen distintas fases de la perforación. Vamos a poder contar con información técnica para la redacción de nuestro estudio de factibilidad, que pensamos finalizarlo a fines de 2024 y publicarlo en el primer trimestre de 2025. En abril de 2023 presentamos el permiso ambiental y durante 2024 vamos a esperar su aprobación para la futura construcción y operación de la mina. El estudio económico preliminar (publicado en junio de 2023) arrojó una vida útil de 27 a 32 años y la producción de cátodos de cobre, que hace que Los Azules sea distinta a los otros proyectos de cobre del país. La gran mayoría prevé fabricar concentrado de cobre. En cambio, nosotros vamos por los cátodos, que son placas de cobre directamente industrializable, para comercializar incluso en la Argentina potenciando así la cadena de valor.

– ¿Qué inversión requiere el proyecto?

Vamos a tener una inversión inicial de US$ 2.500 millones y estimamos otra durante la vida útil de la mina de US$ 2.200 millones en bienes de capital. En este momento están trabajando aproximadamente 900 personas (170 en forma directa y 730 de contratistas entre proyecto y oficinas), la etapa de construcción empleará aproximadamente 2.000 personas y en operación suponemos 1.000 personas en forma directa y estimamos que puedan ser hasta 2.000 empleos indirectos proporcionando bienes y servicios a la mina durante 30 años o más. Podemos aportar al desarrollo de San Juan y de la Argentina durante generaciones porque el proyecto podrá incluso crecer. Las exportaciones estimadas, dependiendo del precio del cobre, sumarían alrededor de US$ 1.200 millones en promedio anual. Es decir, creemos que Los Azules puede cambiar el destino de San Juan. Por supuesto que el impacto será mayor si sumamos a otros proyectos de cobre como Josemaría, Altar, Filo del Sol, entre otros.

– ¿Qué beneficio tiene producir cátodos y no concentrados?

Se comercializa directamente. En el camino para la disminución de la huella de carbono se necesita el aumento de la producción de cobre. La electromovilidad es una realidad mundial y debemos estar preparados para ese cambio. En la actualidad en la Argentina se fabrican alrededor de 500.000 autos por año y hay una capacidad instalada para un millón. Hay una base de industrialización importante en el país. La mitad de los autos que se producen en la Argentina se exportan. La producción de Los Azules puede ser parcialmente comercializada en el país. Esto puede permitir el desarrollo de la cadena de valor con empresas que hacen, por ejemplo, cables o motores y en un futuro posiblemente se puedan fabricar baterías. Esto es relevante porque un componente importante en las baterías de litio también es el cobre. Con el desarrollo cuprífero se podría dar toda una integración en la cadena de valor que hoy no existe. A partir del proyecto de cobre Los Azules se pueden desarrollar distintas industrias en San Juan y en otras provincias.

– ¿El mercado interno es uno de los objetivos de Los Azules o están pensando principalmente en la exportación?

El cobre es una oportunidad histórica para la Argentina. En los próximos diez años las exportaciones podrían llegar a los US$ 10.000 millones anuales y, así, representar el 20% de las ventas al exterior del sector agrícola argentino. Adicionalmente, en el caso de Los Azules el mercado interno representa una oportunidad muy grande para aportar producción de cobre para la industrialización de la Argentina. Sabemos que el sector minero es netamente exportador y más allá de traer divisas al país (hoy el 90% de las exportaciones mineras representan ingresos genuinos de divisas), el cobre es la oportunidad para la Argentina de subirse al tren de la electromovilidad. La Argentina se puede desarrollar industrialmente con el cobre. En San Juan, que es una provincia que sin la minería es poco viable, se podrían instalar industrias que utilizan nuestras placas de cobre y le agreguen más valor. El cobre puede apalancar el desarrollo industrial del país.

– En el sector se habla de un marco para poder desarrollar proyectos de cobre como Los Azules. ¿Qué significa esto?

Si, necesitamos un marco. Si bien financiamos en los últimos dos años US$ 400 millones, buena parte de eso nos aportaron en pesos en la Argentina. Stellantis invirtió parte de sus ganancias en nuestra empresa en el país. Sabe que la electromovilidad es importante y tener acceso al cobre también. Por eso quiere desarrollar una mina que puede contribuir a su propio abastecimiento. Esto es muy novedoso porque fue la primera vez que una empresa automotriz invirtió en un proyecto de cobre a nivel mundial. Tenemos un compromiso de ser neutro en términos de emisión de gases de efecto invernadero hasta 2038, esto es algo que el mundo necesita.

– ¿Cómo es en la actualidad el trabajo en la mina?

Nosotros estamos dentro del top cinco de proyectos de cobre del mundo por la cantidad de equipos de perforación que en la actualidad tenemos operativos. Hoy hay 20 equipos en la mina y 19 están perforando en simultaneo. Ningún otro proyecto tiene esta cantidad de máquinas en la Argentina y muy pocos a nivel mundial. En el presente tenemos siete contratistas locales e internacionales de perforación. No conozco empresas mineras que en fase de exploración tengan máquinas diamantinas propias en la Argentina. Compramos ocho equipos (con un valor de alrededor de US$ 800.000 cada uno), seis ya están trabajando en sitio y esperamos dos se terminen sumando en enero. De esos seis, cuatro los operan empresas de San Juan. En exploración estamos a la par de los proyectos más grandes a nivel mundial, jugamos en las grandes ligas. Por eso esperamos que con el nuevo gobierno nacional podamos conversar esta oportunidad enorme que existe con el cobre y que se tengan en cuenta nuestras consideraciones que son necesarias para el desarrollo.

– Los Azules podría comenzar a producir en 2029 o 2030. ¿Qué necesita el proyecto para llegar a ese momento?

Necesitamos un marco económico que nos permita llevar adelante el financiamiento de US$ 2.500 millones. La minería se presenta como la solución a varios problemas, pero se requiere confianza a nivel internacional y un marco regulatorio y macroeconómico que fomente esta inversión.

– El gobierno de Javier Milei, según noticias periodísticas, estaría avanzando en un aumento de las retenciones a las exportaciones mineras que saltan de 4,5 y 8 por ciento al 15 por ciento, al menos en un primer momento. ¿Cómo impacta esta política en un proyecto como Los Azules?

Lo que necesitamos es lo que pidió también el sector en general: que se respete la Ley de Inversiones Mineras (Ley 24.196) y la estabilidad fiscal, un tipo de cambio competitivo y libre disponibilidad de divisas, la reducción de las retenciones progresivamente hasta su completa eliminación y libertad para la importación de bienes y servicios. Un derecho de exportación como circula en la prensa será un factor limitante para el desarrollo de nuestro proyecto, igual que el impuesto PAIS que encarece la importación (saltó a 17,5%). Nuestros proyectos son de alto riesgo y que requieren mucho capital y años para repagar la inversión. Por eso, necesitamos una macro que permita atraer inversiones que en la Argentina no existen. En el país este dinero no está disponible, por eso necesitamos del mercado financiero internacional.

– ¿Qué dimensión a nivel mundial tiene Los Azules?

En el mundo se consumen 25 millones de toneladas anuales de cobre, de las cuales cinco son de reciclaje y 20 son de producción minera. Los Azules está pensado para producir 145.000 toneladas por año en promedio. Representa el 0,7% de la producción mundial. No suena a mucho, pero la demanda de cobre en el mundo puede subir a los 68 millones de toneladas anuales si se tiene en cuenta el camino hacia un mundo más verde para 2050. El mundo necesitará 43 millones de toneladas anuales de cobre adicionales a lo que se produce en la actualidad. Para tomar dimensión, Chile, que es el principal productor mundial, llega a 5 o 6 millones por año. Para 2050 el mundo necesitará producir ocho veces más lo que hoy produce Chile. Esto significa una oportunidad enorme para la Argentina. Hay muchos proyectos que podrán realizarse ya identificados, se podrán sumar más, compartimos la misma cordillera que Chile. Aprovechemos las oportunidades que el mundo nos ha dado.

, Roberto Bellato

La petrolera Aconcagua Energía inició este martes la perforación del pozo SR.x-1001, el primer pozo propio que la compañía perfora en la provincia de Mendoza, valiéndose de un equipo de su pertenencia. La empresa también evalúa sumar un equipo de perforación adicional para incrementar la actividad en la región.

El pozo SR.x-1001 se encuentra en la zona de Confluencia Sur. Tiene una profundidad inicial estimada de 2000 metros y está soportado por un modelo de simulación 3D. El pozo forma parte de un proyecto integral que tiene actividad complementaria de reparación de pozos productores e inyectores para lograr una mayor eficiencia y mejorar el factor de recobro en la formación Huitrín.

La actividad inicial se esta llevando adelante con un equipo de torre propio, el perforador A-301, adquirido en 2023 y operando desde agosto. Aconcagua prevé para esta fase una inversión superior a los US$ 4,5 millones y la contratación directa de 60 personas.

En una segunda etapa se prevé la profundización del pozo SR.x-1001 con el objetivo de investigar horizontes profundos en la cuenca neuquina, dentro de la provincia de Mendoza.

Crecimiento continuo

El proyecto es ejecutado por Petrolera Aconcagua Energía S.A. (PAESA), el brazo petrolero del grupo energético Aconcagua Energía, que sigue apostando por el crecimiento continuo en el sector energético argentino.

“Estamos convencidos que hay muchas oportunidades para seguir desarrollando los hidrocarburos en la provincia de Mendoza, Río Negro y Neuquén. Para ello se requieren inversiones genuinas, y en Aconcagua Energía estamos dispuestos a ello, acompañando y promoviendo el desarrollo industrial de la región”, señaló el presidente & CEO del grupo, Diego Trabucco.

Además de incrementar su participación en el sector de hidrocarburos, Aconcagua también avanza en generación de energía eléctrica mediante la construcción de dos parques solares en la provincia de Mendoza y térmica e hidroeléctrica tras la reciente incorporación de los activos de Orazul Argentina.

, Nicolás Deza

El nuevo interventor del Enargas, Carlos Casares, ordenó una investigación interna tras hallar dos servidores informáticos instalados en forma ilegal en la sala de sistemas de la sede del organismo, ubicada sobre la calle Suipacha en el pleno centro porteño. Las computadoras no estaban declarados en el inventario del ente regulador ni tampoco brindaban ningún tipo de servicio asociado al contralor de la actividad gasífera.

Al constatar la existencia irregular del equipamiento en una sala de acceso restringido del edificio, Casares instruyó una acción sumaria para determinar quién instaló y con qué finalidad las dos unidades informáticas que hoy se encuentran en custodia. Aunque a priori se presente como surrealista o absurdo, la sospecha de los investigadores es que los servidores —que fueron montados bajo la gerencia de Ramiro Pigliapoco, quién hasta fines de diciembre fue titular del área de Tecnología de Comunicación e Información del Enargas— minaban criptomonedas. La hipótesis responde a que son servidores de alta potencia, similares a los que se utilizan para producir monedas virtuales en sistemas descentralizados de encriptación, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas al tanto de los acontecimientos.  

“Esta intervención tomó conocimiento de la existencia en el ámbito de la Gerencia de Tecnologías de la Información y Comunicación de la presencia de dos equipos no inventariados, que prima facie no guardan relación con las funciones del organismo y que habrían sido utilizados para intereses ajenos a la competencia del Enargas”, explica Casares en los considerando de la resolución 6/2024 que tiene fecha del 6 de enero a la que accedió este medio.

Tras el hallazgo de los servidores irregulares y un día antes de que se oficialice la creación de una comisión investigadora que está a cargo de Claudio De la Fuente, un directivo histórico del Enargas que dirige el área de Recursos Humanos, y de Silvana Onorati, coordinadora del Asuntos Legales del organismo, Pigliapoco presentó su renuncia, lo que impidió que se lo indague en profundidad para saber cómo dos servidores de alta tecnología llegaron a estar instalados dentro del organismo de contralor de la industria del gas. El ex gerente de Tecnología era uno de los pocos que estaba autorizado para ingresar a la sala, cuyo acceso requiere requiere una validación de huella digital en la puerta de entrada.

De la Fuente y Onorati deberán ahora determinar la trazabilidad de los equipos, conocer quién los adquirió (no son propiedad del ente regulador) y quién operaba la red con la que estaban conectados vía Wi-Fi. Si el avance de la investigación arroja pruebas concluyentes, las nuevas autoridades del Enargas llevarán el pedido a la Justicia. Pero aún es temprano para sacar conclusiones. Primero habrá que confirmar que los servidores hayan estado minando criptomonedas, para lo cual expertos informáticos tendrán que auditarlos en detalle y además, se deberá recabar información adicional como por ejemplo el consumo energético del edificio, que según indicaron allegados a la gestión anterior no habría variado en demasía desde que Pigliapoco instaló las computadoras, aparentemente en 2021.

EconoJournal intentó comunicarse telefónicamente con Pigliapoco, pero no obtuvo respuesta. Desde Enargas, en tanto, se excusaron de realizar comentarios.  

Investigación

Lo que se sabe es que Pigliapoco ingresó al Enargas durante la intervención a cargo de Federico Bernal, que llegó al ente en marzo de 2020 con el respaldo de la ex vicepresidenta Cristina Kirchner (más allá que a fines de 2021 perdió la confianza de Máximo Kirchner y la conducción de La Cámpora). Quien lo recomendó fue la abogada María Tereza Pittorino Díaz, actual secretaria del Directorio del ente regulador e hija de Daniel Díaz, un ex directivo de Odebrecht con probada capilaridad con referentes de la industria del gas de todo el arco político. Pigliapoco es cuñado de Pittorino Díaz y yerno de Díaz, dado que está casado con otra de las hijas del ex ejecutivo de la constructora brasileña, que entre 2020 y 2022 fue asesor de Bernal en el Enargas. Díaz falleció a mediados del año pasado.

Una imagen de perfil de Pigliapoco en el organigrama del Enargas.

Hasta el momento, las fuentes consultadas privadas por este medio aseguraron que aún no existe ningún elemento empírico que vincule de manera directa el accionar de Pigliapoco con sus superiores dentro del Enargas. Ni con Bernal, que hasta el 10 de diciembre pasado se desempeñó como subsecretario de Hidrocarburos (dejó el ente regulador en octubre de 2021), ni tampoco con Osvaldo Pitrau, que lo sucedió como interventor.  

El departamento de Seguridad Informática del Enargas ya había estado en el centro de escena en septiembre pasado por una filtración de una base de datos del organismo que se vendió en la red oscura de Internet. Disconforme con las explicaciones técnicas que recibió de Pigliapoco, Pitrau había contratado una auditoría externa a cargo del área de Ciberseguridad de la Universidad Scalabrini Ortiz (ONSO), que depende de Pablo Lázaro, quien fuera subsecretario de esa unidad durante la gestión de Patricia Bullrich en el gobierno de Cambiemos. Los resultados de esa investigación se conocerán en las próximas semanas.

Pitrau dejó el Enargas a fines de diciembre, reemplazado por Casares. Una de sus últimas medidas fue disolver la gerencia de Innovación Tecnológica, que estaba a cargo de Carina Buccieri, hija de Carlos Buccieri, otro histórico de Gas del Estado y a su vez ahijada de Daniel Díaz. El área de Innovación fue una de las que más creció durante la gestión de Bernal, que elevó exponencialmente el personal de planta del ente regulador, que hoy supera las 650 personas, un 30% más que la media histórica. Casares, que el lunes presidió la audiencia pública del gas de cara a aumentar las tarifas residenciales de gas, apunta a regularizar esa situación a lo largo de 2024.  

, Nicolas Gandini

Las distribuidoras de gas del país solicitaron un aumento para el Valor Agregado de Distribución (VAD), uno de los tres segmentos que componen la factura, de más de 500%. Lo hicieron en la audiencia pública que se realizó este lunes y que fue convocada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). Por su parte, las transportistas de gas natural reclamaron una actualización tarifaria de casi 570 por ciento.

Metrogas, la mayor distribuidora de gas del país que abastece a Capital Federal y la zona sur del Gran Buenos Aires, pidió una actualización transitoria de su margen de distribución para el cargo variable (consumo) que va de 485% en promedio para un usuario residencial Nivel 1 (altos ingresos), una suba de 704% para el Nivel 2 (ingresos bajos) y de 634% para el Nivel 3 (ingresos medios). Para el cargo fijo, el otro componente del VAD, Metrogas pidió subas de 438% (N1), 639% (N2) y 575% (N3).

Para los usuarios de Metrogas, el VAD representa el 26,2% de la factura final que abonan los hogares. Por ejemplo, para un usuario del Nivel 3 si el aumento del VAD es de 600% el impacto en las facturas será de 150%. A esto hay que sumarle el segmento de transporte y del gas en boca de pozo o Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

La Asociación de Distribuidores de Gas (Adigas) remarcó en su intervención en la audiencia que “para que las tarifas sean sostenibles en el tiempo deben ser actualizadas mensualmente». «Es el IPIM (Índice de Precios Internos al por Mayor) el indicador más apropiado para garantizar a los usuarios, la previsibilidad y gradualidad”, añadió.

Además, la asociación subrayó que “en octubre 2018 se incumplió con la actualización tarifaria prevista en la RTI (Revisión Tarifaria Integral). Desde entonces, a lo largo de los últimos cinco años las actualizaciones de tarifas apenas cubrieron el 16% de la inflación”. Los ajustes de 2021, 2022 y 2023 “estuvieron destinadas al pago de salarios, los costos de mantenimiento y las inversiones mínimas”, concluyó Adigas.

Distribuidoras

Por su parte, Naturgy (Naturgy BAN y Gasnor), que distribuye a casi 2,5 millones de usuarios en seis provincias (parte de Buenos Aires, San Juan, Tucumán, Salta, Santiago del Estero y Jujuy), solicitó en la audiencia pública una recomposición del VAD de 413%.

En tanto, la distribuidora Camuzzi Gas Pampeana reclamó una suba del VAD de 421,4% y Camuzzi Gas del Sur 543,6%. Ambas cubren el centro y sur del país y llegan a 2,2 millones de usuarios.

En el caso de Distribuidora Gas del Centro (Córdoba, Catamarca y La Rioja), propone una actualización del 100% para el cargo fijo de una factura promedio. La empresa puso como ejemplo que un usuario residencial N3 abona una factura total de $ 2.738 y, con lo solicitado, pagará $ 7.981. En la Distribuidora Gas Cuyana (Mendoza, San Juan y San Luis), la suba también es de 100% para el cargo fijo. De este modo, un usuario N3 pasaría de pagar una factura de $ 3.227 a $ 9.227.

Transportistas

En la audiencia pública del gas, Transportadora Gas del Norte (TGN) propuso una suba del segmento de transporte de 523,5%. Por su parte, Trasportadora Gas del Sur (TGS) presentó una propuesta de adecuación de los nuevos cuadros tarifarios de 567% a partir del 1° de febrero.

En TGS, el costo de transporte de gas natural es el de menor relevancia en la factura total promedio de Metrogas ya que representa sólo el 12,5%. En cambio, el gas en boca de pozo (PIST) representa el 36,6%, la distribución 26,2% y los impuestos el 24,7%.

, Roberto Bellato

Un esquema completamente nuevo de subsidios al gas y la electricidad residenciales comenzará a regir a partir del mes de abril, de acuerdo con lo expuesto por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, en la audiencia pública convocada por el Ente Regulador del Gas (Enargas). El nuevo esquema focalizará los subsidios en los hogares que revistan una “situación de vulnerabilidad”, que será definida de acuerdo a una “canasta energética básica”.

De esta forma, la segmentación tarifaria vigente será completamente reemplazada en breve —si se cumple lo estipulado por el Ejecutivo— por un esquema pensado para restringir al máximo el otorgamiento de subsidios energéticos en pos de reducir el déficit fiscal. Por otro lado, habrá un traslado gradual del componente precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de transporte (PIST) en las facturas de gas a partir de febrero y se establecerá un índice de actualización mensual en las tarifas de transporte y distribución del gas.

En el marco de la audiencia pública convocada este lunes por el Enargas principalmente para la adecuación de las tarifas de transporte y distribución del gas, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, presentó los principales lineamientos de la política tarifaria del gobierno hacia adelante.

Uno de los ejes rectores de la política tarifaria será el otorgamiento de los subsidios solamente a los sectores más vulnerables y estableciendo volúmenes máximos de gas y electricidad subsidiados según la zona geográfica de residencia. “Es un subsidio a las situaciones de vulnerabilidad”, definió Chirillo.

Nuevo esquema

La segmentación tarifaria vigente establece tres tipos de usuarios según los ingresos declarados por el grupo conviviente: los usuarios de Nivel 1 (de mayores ingresos), de Nivel 2 (de menores ingresos) y de Nivel 3 (de ingresos medios). El criterio central en la segmentación por ingresos es la Canasta Básica Total (CBT), siendo considerados Nivel 1 los hogares con ingresos netos mensuales superiores a 3,5 canastas básicas. Estos hogares ya pagan el costo pleno del gas y la electricidad contenido en la tarifa.

De acuerdo con la propuesta oficial, esta segmentación dejará de regir el primero de abril y comenzará a funcionar un nuevo esquema de subsidios en el que variable central será una “Canasta Básica Energética” que cubra las necesidades básicas e indispensables de las personas. Esta canasta incluye al gas y la electricidad y se determinará en una cantidad de MMm3 o kWh por mes. A los fines de determinar la canasta básica se establecerán tipos de consumos en distintas zonas del país.

El nuevo esquema implica que el subsidio será otorgado sobre el diferencial entre los ingresos de un grupo conviviente y la canasta básica energética. Es decir, si esta canasta supera los ingresos del grupo, el subsidio cubrirá esa diferencia. “El subsidio que otorgará el Estado será diferencial y será cuando el precio de la canasta básica supere un % determinado de los ingresos totales del grupo conviviente”, explicó el secretario de Energía.

Argumentos

El gobierno considera que la segmentación tarifaria impulsada por la administración de Alberto Fernández presentó falencias que impidieron una sustancial reducción de los subsidios energéticos. Los usuarios de los tres niveles siguieron recibiendo subsidios generalizados porque los precios fijados en los mercados mayoristas no cubrían el total de costos. Energía también señaló una superposición de los beneficiarios de planes sociales con estos subsidios, la mayoría categorizados como Nivel 2.

El Estado nacional gastó en subsidios energéticos el equivalente a 1,5% del PBI en 2023, siendo la mitad del déficit fiscal del sector publico no financiero nacional, según el Ministerio de Economía.

PIST y actualización mensual

Rodriguez Chirillo también anunció un traslado gradual del Precio de Ingreso al Sistema de Transporte de gas (PIST) a la tarifa final. El PIST es uno de los tres componentes en las facturas de gas: es el precio del gas de boca de pozo cuando se inyecta en el sistema troncal de transporte de gas. El secretario de Energía indicó que los hogares hoy están pagando un 17% del valor del PIST: en diciembre se pagaron 70 centavos de dólar sobre un precio promedio PIST de US$ 4 por MMbtu. Este retraso se subsanará con tres actualizaciones de 33%: una en febrero, otra en marzo y otra en abril.

Por otro lado, el interventor del Enargas, Carlos Casares, confirmó la intención del gobierno de establecer un índice para actualizar mensualmente las tarifas de las empresas transportistas y distribuidoras de gas, aunque no precisó detalles.

, Nicolás Deza

La empresa estatal Enarsa abrió el jueves de la semana pasada los sobres con las ofertas económicas del renglón 3 de la licitación para revertir el Gasoducto Norte, una obra de infraestructura estratégica para garantizar el abastecimiento de gas en provincias del norte argentino durante el próximo invierno frente a la declinación de la producción dde Bolivia. Al igual que en el renglón 2, la Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde presentó la propuesta más económica, que ascendió a 62.656,5 millone de pesos. Apenas más atrás quedó BTU, la compañía de la familia Mundín, que ofertó $ 63.870 millones, según pudo saber EconoJournal de fuentes oficiales.

De una lectura lineal de esos números se desprende que el consorcio Techint-Sacde debería adjudicarse la construcción del tercer tramo de la compulsa, que contempla el tendido de 50 kilómetros de tubería en 36 pulgadas de diámetro y otras obras secundarias. Sin embargo, un elemento regulatorio complica el cierre del proceso. Sucede que ambas ofertas se encuentran por encima del precio tope establecido por el pliego licitatorio redactado por Enarsa.

¿De dónde surge esa cifra? De actualizar por inflación y por apreciación del tipo de cambio el presupuesto oficial fijado por la empresa estatal en junio de 2023. El pliego establece que no se puede convalidar una oferta que supere el presupuesto actualizado más un 20 por ciento. Ese techo ronda los 59.000 millones de pesos, una cifra que es inferior a las dos ofertas recibidas.

Solución

A raíz de eso, Enarsa, que se presidida por Juan Carlos Doncel Jones (a mediados de diciembre reemplazó en el cargo a Agustín Gerez), enfrenta un dilema similar al que se registró tras la apertura de sobres del renglón 1, que finalmente se terminó declarando desierto la última semana de diciembre, tal como publicó este meido.

Doncel Jones (en el centro de traje gris), durante la apertura de los sobres económicos del renglón 3.

En ese caso, como la mejor oferta recibida (también de la UTE Techint-Sacde) era un 60% más alta que el tope fijado en el pliego, el Directorio que lidera Doncel Jones desestimó la propuesta y volverá a relicitar ese tramo del proyecto. Podría haber readecuado el presupuesto para convalidar la oferta con el argumento de que la crisis macroeconómica (que provocó que el dólar oficial pasar de 240 a más de 800 pesos y la inflación se disparar) había impactado fuertemente los costos. Esa era la posición de Gerez. En cambio, la nueva gestión de la compañía pública decidió cancelar el concurso y relicitar el primer tramo del nuevo Gasoducto Norte.

Para no dilatar de más el proceso, Enarsa obvió ese antecedente reciente (es decir, no cancelará la licitación) y optó ahora Enarsa por un camino distinto: aprovechando que la diferencia de precios entre la propuesta presentada por el consorcio Techint-Sacde y el presupuesto oficial es menor (ronda apenas un 5%), le pidió a los privados que acepten un descuento en su propuesta a fin de homologarla al presupuesto actualizado de alrededor $ 59.000 milones. Así lo expresaron a EconoJournal fuentes públicas y privadas. Resta saber si la UTE aceptará el pedido. Consultados por este medio, ambas empresas declinaron de realizar comentarios.

, Nicolas Gandini

La petrolera YPF, controlada por el Estado Nacional, vuelve a los mercados internacionales en busca de 1000 millones de dólares para apuntalar su programa de inversiones, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la operación. En rigor, la emisión tiene un piso de US$ 500 millones, pero el objetivo que se fijó el CFO de la empresa, Federico Barroetaveña, apunta a duplicar esa cifra. La compañía licita un bono con vencimiento en 2031 y está dispuesta a pagar una tasa de 8,75% anual. Además, ofrecerá como garantía de pago sus exportaciones de crudo. Esta emisión, en la práctica, aspira a conseguir la liquidez necesaria para pagar un bono de deuda que vence en abril de este año.

La Oferta Pública de Adquisición vence el próximo lunes 5 de febrero. La firma comandada por Horacio Marin contrató a Citigroup Global Markets, J.P. Morgan y Santander US para que actúen como dealer managers en el mercado internacional y a Santander Argentina y el Banco Galicia como dealers managers locales.

La compañía comenzó en los últimos dos meses a recomponer su caja de manera acelerada debido a la suba de más del 150% registrada en los precios de los combustibles. Con esos ingresos y lo que pueda recaudar ahora en el mercado internacional aspira a invertir unos 5000 millones de dólares durante 2024, por encima del escenario mesurado planeado por el anterior CEO, Pablo Iuliano, quien había proyectado un desembolso de 4200 millones de dólares.

Cuando acordó la restructuración de su deuda a comienzos de 2021, YPF también ofreció un bono, con vencimiento en 2026, respaldado con flujo de exportaciones. Además, en esa ocasión reforzó la estructura de garantías al ofrecerle a los bonistas una prenda en primer grado sobre acciones de su subsidiaria YPF Luz.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo deberá definir en las próximas horas si habilita la feria judicial para tratar un recurso de amparo presentado por el intendente de Esteban Echeverría, Fernando Gray, para suspender la audiencia pública convocada por el Enargas para el próximo lunes 8 de enero.

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) decidió que la audiencia para el aumento de las tarifas del servicio público de gas natural se realice de modo virtual. Pero Gray presentó un amparo el 22 de diciembre para que se haga de manera híbrida (presencial y virtual). La acción en la Justicia también fue acompañada por una nota enviada directo al ente regulador.

Ahora la Justicia deberá definir si habilita la feria judicial para dar lugar o no al pedido del intendente. En el caso de que se dé lugar al amparo, la audiencia del próximo lunes podría suspenderse para más adelante.

En el recurso administrativo presentado por Gray se señala que la modalidad virtual correspondió al régimen de emergencia sanitaria provocado por el COVID-19 y que, en la actualidad, “no se observa disposición alguna que habilite al Enargas a modificar la modalidad presencial”.

Además, el amparo del intendente de Esteban Echeverría señala que la convocatoria del ente regulador realizada a través de la Resolución 704/2023 “no incluyó la información necesaria para efectuar un análisis previo de los temas a tratar, lo que imposibilita el ejercicio pleno del derecho de participación y defensa de las/os usuarias/os y consumidoras/es”.

, Roberto Bellato

El proceso de transición energética a nivel global ha llevado a que los países adopten diferentes medidas para lograr la descarbonización y la eficiencia energética. En la Argentina también se han comenzado a buscar diferentes soluciones que van en esa dirección. En línea con esas metas, la digitalización ha comenzado a jugar un papel clave puesto que las tecnologías digitales resultan fundamentales para lograr procesos y sistemas adaptivos y automatizados.

En lo que tiene que ver con la energía eléctrica, en el último tiempo se han desarrollado diferentes plataformas digitales y tecnologías orientadas a optimizar la gestión, perfeccionar los procesos operativos y coordinar una red de distribución cada vez más descentralizada, para ir hacia el desarrollo sostenible. En este sentido, desde Siemens, compañía que se encuentra posicionada en toda la cadena de valor de la electrificación, desde la generación de energía, la transmisión y la distribución, han desarrollado soluciones de redes inteligentes y de aplicación eficiente de la energía eléctrica.

En diálogo con EconoJournal, Nicolás Bin, Country Head for Smart Infrastructure de Siemens para Argentina y Uruguay, detalló cómo es posible implementar las nuevas tecnologías, el big data – gran volumen de datos- y las Smart grids o redes inteligentes (redes de distribución eléctrica combinadas con tecnologías de información) desde la generación y el consumo a fin de que se puedan aprovechar las capacidades de la red existente y maximizar su rendimiento para lograr una mejoría en el sistema.

Puesto que de cara a los próximos años la demanda de energía irá en aumento y será fundamental contar con la expansión y modernización de la red eléctrica, el objetivo es que los operadores de las redes de distribución y transmisión puedan contar con estas herramientas de software y hadware, sumado al uso y gestión de datos. Y que, a su vez, esto les permita acelerar la evolución de sus redes hacia redes eléctricas autónomas, resistentes y sostenibles.

En ese sentido, Bin sostuvo que “la digitalización está cambiando nuestro entorno laboral y social. Es imposible escapar de este proceso de cambio, en el que las tecnologías digitales abarcan todo el ecosistema energético, desde la generación, transmisión y distribución de energía hasta la infraestructura productiva y el usuario, todas se vuelven paulatinamente más inteligentes”.

De igual manera explicó que la creciente cantidad y diversidad de generación renovable que se ha venido introduciendo en el sistema de nuestro país, impulsada por la transición energética, aumenta las variables a controlar complejizando la gestión de la red, requiriendo contar con sistemas adaptativos y automatizados a fin de poder procesar toda esa información.

Digitalización

En cuanto al proceso de digitalización y procesamiento de datos, el ejecutivo de Siemens sostuvo que un área de enorme potencial es el monitoreo de activos de la red eléctrica. Esto es así porque, según indicó, hasta el momento los mantenimientos se realizan de manera programada o ante fallas del sistema. Entonces, a través de la digitalización de la red se podría brindar un monitoreo online lo que a su vez permitiría reducir los tiempos de interrupciones del servicio y realizar un análisis con los datos que se generan para pasar de un mantenimiento reactivo a uno adaptivo.

Sobre este punto, Bin señaló que “en el área de infraestructura, la combinación de edificios inteligentes, autos eléctricos y la propia red de distribución abrirá un nuevo ecosistema de negocio en el cual la gestión de consumos, la red de carga y la generación renovable solo serán posible convivir bajo un sistema adaptativo que se nutra de la ayuda del análisis de datos”.

También afirmó que para el futuro cercano se pueden imaginar redes de comercialización cerradas. Aun así, advirtió que para esto será necesario contar con sistemas de gestión inteligentes y herramientas transaccionales seguras como por ejemplo el blockchain (cadena de bloques que contienen información codificada de una transacción en la red).

Soluciones

En cuanto a las soluciones y tecnologías diseñadas para el proceso de transformación digital, Bin precisó que se trata de algo dinámico en donde no existen patrones predefinidos y que los tiempos de aplicaciones son cada vez menores. Sobre esto planteó que resulta necesario encontrar herramientas a fin de acelerar los tiempos e identificar posibles problemas durante su implementación.

Una de estas herramientas que juega un rol fundamental en este proceso son los gemelos digitales, es decir, representaciones virtuales de un activo o sistema. “Su uso dependerá de múltiples factores, el primero será la complejidad del activo a simular y la necesidad de utilizarlo aislado o en un sistema o proceso. El segundo factor estará dado por el sistema a simular que, a diferencia de los procesos productivos, el ecosistema energético cuenta con muchas variables importantes (generación, distribución y consumo en sus múltiples variantes)”, comunicó Bin.

No obstante, lo que ocurre con los gemelos digitales es que la combinación de los diferentes escenarios probables resulta en un volumen de datos inmenso. Por lo que se precisa de sistemas muy robustos. Por eso será necesario priorizar qué gemelos serán los primeros en desarrollarse.

Aun así, en la Argentina, Siemens ya está utilizando aplicativos de gemelos digitales tanto en el rubro de energía (utilities) como en clientes finales. Un ejemplo es el SIPROTEC Digital Twin mediante el cual es posible llevar adelante simulaciones y ensayos de distintos escenarios antes de implementarlo en campo. Esto permite reducir los tiempos de evaluación e identificar posibles problemas sin la necesidad de disponer de las instalaciones.

Comportamiento de la red

También existen otros ejemplos de aplicación como son las herramientas de simulación para poder visualizar el comportamiento de la red ante diferentes escenarios dependiendo de distintas condiciones de generación y demanda. “El uso de estas herramientas permite definir de manera eficiente la evolución de la red, el impacto de nuevas fuentes de energía, la ubicación estratégica de infraestructuras de carga, planes de contingencia ante fallas, etc.”, aseveró el Country Head for Smart Infrastructure de Siemens para Argentina y Uruguay.

Además, la compañía ha venido trabajando con la utilización del software LV Insights X. El objetivo de este proyecto es que los operadores de red puedan crear un gemelo digital de su red de baja tensión y de esta manera puedan aprovechar las capacidades de la red existente y maximizar el rendimiento de la red. Este software permite que los operadores puedan ver el diseño real de las líneas hasta cada hogar, y también tienen la opción de analizar la red en una variedad de niveles de tensión y una capilaridad mayor.

La base de este modelo de red digital radica en la alineación de datos parcialmente automatizada entre los principales sistemas de red y fuentes de datos como los Sistemas de Información Geográfica (GIS), SCADA, Gestión de Datos de Medidores (MDM) y otros, según indicó Bin.

En línea con su plan de desarrollo de soluciones, la firma creó Siemens Xcelerator, una plataforma digital abierta y simple que tiene como objetivo crear valor para todo el mercado. Para empresas de todos los tamaños, la industria, los edificios, las redes y la movilidad.  Dentro de esta iniciativa se encuentra el desarrollo Xcelerator for Grids, que permite a los operadores hacer que el funcionamiento de la red sea más confiable, rentable, flexible, segura. Además, ayuda a garantizar un suministro eléctrico confiable, seguro y eficiente para industrias, edificios e infraestructuras. “Integramos el sistema de suministro eléctrico en los sistemas de automatización de industrias y edificios para garantizar los niveles esperados y requeridos de resistencia, eficiencia y sostenibilidad de la planta”, precisó el ejecutivo de Siemens.

Cuellos de botella y pasos a seguir

Bin analizó el escenario actual del país respecto al posible crecimiento y expansión de las nuevas tecnologías e identificó los cuellos de botella que existen. “La actual situación macroeconómica del país es uno de los primeros puntos a sortear. En la medida que la economía se estabilice y se definan claramente las reglas de juego se irá generando un ambiente propicio y favorable para inversiones locales y extranjeras”, puntualizó.

Al mismo tiempo destacó que en la medida que los proyectos se vayan concretando, la demanda de energía irá en aumento y para esto será necesario contar con la expansión y modernización de la red eléctrica. El sistema eléctrico argentino necesitará ampliaciones en todas sus etapas, tanto generación, transmisión y distribución de energía y solo es posible realizarla con reglas claras, advirtió.

También, se refirió a la renegociación de los contratos con las distribuidoras y sostuvo que “se deberá estipular el proceso de actualización de tarifas acompañado por un plan de inversiones y hasta tanto se estabilice la macroeconomía, se deberá implementar un mecanismo de actualización ágil y flexible para que las empresas puedan contar con los flujos de caja asegurados y de esa manera planificar futuras inversiones. También, reglas claras e incentivos que fomenten la adopción de nuevas tecnologías”.

Desafíos

El ejecutivo de Siemens remarcó que en el país las redes de distribución presentan un nivel muy bajo de digitalización, requiriendo una masiva incorporación de equipos avanzados de maniobra, protección, telecontrol y medición inteligente, alineados con estándares internacionales. También, que la implementación de una red nacional 5G se posiciona como un recurso de gran utilidad dado que las comunicaciones desempeñan un papel crucial.

“A pesar de contar con abundantes recursos naturales y humanos, queda pendiente trazar un plan director que defina los pasos hacia una digitalización de las redes que se ajuste a nuestras necesidades y posibilidades económicas”, manifestó Bin.

En esa línea, aseguró que existen muchas oportunidades para acelerar la transición energética con el objetivo de abordar y dar respuesta a las necesidades del mercado. Y afirmó que es necesario repensar la nueva estructura del sistema de suministro de energía y su gestión en base a soluciones digitales basadas en tecnologías como el internet de las cosas. Que además ofrecen transparencia y una amplia generación de información para operadores como para usuarios, reduciendo así tanto la complejidad como los costos asociados. También, en la convergencia de las redes de operación (OT) y de informática (IT) que resultan clave para transformar la infraestructura.

Bin adelantó que otra oportunidad que visualizan desde la compañía es la electrificación del transporte ya que considerando que la movilidad actualmente basada en combustible fósil contribuye con el 25% de las emisiones de CO2 a nivel global, se hace imperativo implementar medidas para hacer que el transporte sea más eficiente y sostenible.

Sobre esto marcó un desafío que surge en base al uso creciente de autos eléctricos puesto que indicó que su incorporación al mercado demandará una mayor infraestructura de carga y habrá que evaluar entonces dónde ubicar esa infraestructura y qué ampliaciones de la red de distribución implicará. “Una forma de minimizar el impacto de las inversiones para una nueva infraestructura será mediante soluciones digitales que permitan realizar una gestión dinámica de carga”, planteó el ejecutivo de Siemens.

Proyectos

Aún en un contexto desafiante, la compañía ha apostado al desarrollo de soluciones que apuntan a que los actores del sector eléctrico puedan potenciar la eficiencia.

En colaboración con EPEC (Empresa Provincial de Energía de Córdoba), Siemens implementó la primera plataforma de Redes Inteligentes EnergyIP® Meter Data Management (MDM) en la Argentina. Esta solución le permite al Operador del Sistema de Distribución (DSO) acceder a los datos de consumo de energía de manera más rápida, anticipar posibles fallas y reducir las visitas en campo, generando eficiencia en el uso de recursos.

Además, le permite al usuario contar con una mayor transparencia en relación a su balance energético facilitando la incorporación de generación propia y un potencial desdoblamiento tarifario. A su vez, el análisis de datos que se realiza tiene un impacto positivo puesto que permite una mejora en la gestión de la empresa. Hasta el momento, el MDM de EPEC alcanza a 220.000 usuarios. El objetivo es llegar a la totalidad de los usuarios, unos 1.2 millones.

Bin exhibió que el aumento de la demanda, y el incremento de la participación de las energías renovables en la matriz de generación, un 25% para 2030, trae como consecuencia un crecimiento de la red de transmisión y distribución evolucionando de una red radial a una interconectada siendo más compleja su operación. Por esto informó que decidieron acompañar a Cammesa para que pueda contar con herramientas digitales que le permitan garantizar una operación eficiente.

En este sentido, la compañía que administra el MEM ha implementado la solución SIGUARD de Siemens que le permite concentrar la información de las mediciones eléctricas específicas de puntos estratégicos de la red y de esa manera evaluar en tiempo real el estado de la red y detectar de forma temprana problemas que pudieran surgir relacionados a la estabilidad de la red.

Sumado a esto, Siemens ha colaborado en el desarrollo y construcción del 60% de las interconexiones a la red de los proyectos eólicos y solares del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuentes Renovables (MATER) de los últimos tres años mediante las soluciones digitales de gestión y monitoreo que permiten la optimización de la operación y de mantenimiento y que cuentan con aplicaciones específicas para cada tipo de fuente en particular.

AlmaMDI

Durante la gestión de Flavia Royón en la Secretaría de Energía se lanzó el llamado AlmaMDI para que las compañías interesadas puedan presentar manifestaciones de interés a fin de gestionar, financiar e incorporar proyectos de storage de diferentes tecnologías y características.

En base a esto Bin sostuvo que “dada la situación actual del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) desde la compañía consideramos que es apropiado el llamado con el objeto de optimizar el despacho de generación del MEM y la capacidad instalada, sumado a la opción de aportar reserva de potencia”.

También planteó que el incremento de la energía renovable y las limitaciones de transmisión y distribución hacen que las soluciones de almacenamiento sean una herramienta más para continuar descarbonizando la matriz y conectando regiones del país en donde acceso a la red es limitado y proyectos industriales como es el caso de minería, Oil & Gas, entre otros.

Por último, manifestó que será fundamental contar con reglas claras para que los inversores puedan evaluar con certeza las opciones y ofrecer soluciones que sean favorables para el mercado. Además, que será necesario también contar con una reglamentación que incluya no sólo los aspectos técnicos sino también el marco para la comercialización, pagos por capacidad y prestación de servicios complementarios. 

, Loana Tejero

Con el propósito de trascender el aquí y ahora de la empresa y su 30° aniversario como responsable del transporte de gas, TGN lanzó el Programa 30 años | 30 escuelas. El objetivo fue dejar una huella coherente con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 de Naciones Unidas en 30 comunidades educativas de establecimientos cercanos a la traza del gasoducto, según indicaron desde la compañía.

Desde TGN comunicaron que: “El cambio cultural y la eficiencia energética fueron los objetivos que la empresa se planteó para afianzar sus vínculos con la comunidad, con una visión muy clara y precisa: convertirnos todos en protagonistas de una transición energética justa para así contribuir con los desafíos del país y del planeta, tanto desde el plano de la oferta como de la demanda de energía moderna, asequible y sostenible”.

El programa

El Programa 30 años | 30 escuelas nació con el número 30 como inspiración y con una impronta de la trascendencia y replicabilidad también fuera del ámbito educativo. La jornada educativa fue precedida por un diagnóstico energético que definió las necesidades particulares de cada una de las escuelas seleccionadas y la sucesiva donación de dispositivos alimentados con energía renovable.

La iniciativa contó con la participación de 961 estudiantes de 17 provincias, guiados por un equipo de 50 voluntarios prevencionistas de TGN. El taller de cuatro horas de duración abordó temáticas vinculadas al rol del gas natural como energía de transición, la eficiencia energética y la Agenda 2030.

La exposición y las actividades lúdicas, se completaron con un manual educativo para el despiece, armado, funcionamiento y mantenimiento del dispositivo elegido. Fueron instalados 19 hornos solares y un kit de iluminación para el aula, 9 semáforos solares y 2 termotanques solares.

Participaron: 6 escuelas de Salta, 5 de Córdoba, 3 de La Pampa, 2 de San Luis, 2 de Jujuy, 1 de Buenos Aires, 1 de Catamarca, 1 de Chaco, 1 de Corrientes, 1 de Entre Ríos, 1 de Formosa, 1 de Mendoza, 1 de Neuquén, 1 de Río Negro, 1 de Santa Fe, 1 de Santiago del Estero, 1 de Tucumán. El criterio de selección no sólo tuvo en cuenta su cercanía a la traza del gasoducto, que se extiende por más de 11.000 km, sino que fueran escuelas técnicas cuya currícula de estudios incluyera talleres sobre “Eficiencia energética” o “Tecnologías limpias”.

De la encuesta realizada a directivos y docentes de la escuela surgió que 72.4% evaluó la actividad como “excelente” y 27.6% como “muy buena”. 100% recomendaría el programa a otras instituciones. En la nube de palabras que describieron la actividad, se destacaron: “agradecimiento, interesante, curiosidad, alegría”, informaron desde TGN.

Testimonios dieron cuenta de la experiencia compartida: “El programa nos dio la posibilidad de abordar desde la práctica, y en distintas disciplinas, la temática de las energías renovables. Reflexionamos sobre cómo contribuir al ahorro energético en la unidad didáctico-productiva del colegio y capacitarnos en estas tecnologías para poder emplearlas a futuro en otros dispositivos”.

Por último, desde la empresa expresaron que: “Para TGN, éste fue el mejor de los festejos, comprometiéndose en la generación de un impacto positivo en las comunidades de las que forma parte”.

, Redaccion EconoJournal

La agencia de rating Moody’s Argentina emitió un informe en el que sube la performance de la refinería argentina Refi Pampa a “A-”. Los fundamentos de esta revalorización radican en la mejora en la calidad crediticia de la compañía, producto de la puesta en marcha de la nueva unidad de topping en agosto de 2023 y el aumento en la capacidad de refinación actual, que pasó de 750 metros cúbicos por día (m3/día) a 1.600 m3/día, según informaron desde la compañía.

Al mismo tiempo, la calificación está respaldada por la presencia de la empresa en el mercado mayorista, el acceso a mercados externos y las sinergias generadas con otras empresas del grupo económico Kalpa Group, del cual Refi Pampa forma parte.

Informe

En el informe se destacan fortalezas crediticias de la empresa como el consistente historial de crecimiento en volumen y ventas desde el inicio de operaciones y los adecuados niveles de apalancamiento, de acuerdo a lo informado por la compañía.

En cuanto a los desafíos, se señala la volatilidad de precios y cambios regulatorios del sector de combustibles argentino y la implementación del plan de inversiones proyectado para el crecimiento de la refinería. El punto referido a regulaciones y precios es el que actualmente está en pleno proceso de transformación en la Argentina y, muy especialmente, en el sector de hidrocarburos.

Expansión

Refi Pampa está llevando a cabo la segunda etapa de su plan de expansión para incrementar el volumen de refinación hasta 3000 m3/día en 2025. El plan incluye obras de logística y de transporte por oleoducto que le permitirá a la compañía aumentar su posición competitiva y presencia en el mercado, así como diversificar su base de clientes.

Asimismo, está llevando adelante una nueva planta de efluentes capaz de tratar los residuos con hidrocarburos para ser depositados de forma segura al entorno, fruto de la necesidad por el incremento de la producción y de forma tal de asegurar una correcta protección ambiental.

Además, como consecuencia de la ampliación de la refinería, con el fin de mejorar costos de operación y aumentar la eficiencia del sistema, desarrolló la ingeniería para realizar una obra eléctrica de media tensión.

Se estima finalizar con ambos proyectos en el trascurso del 2024, y los mismos se adicionan al desarrollo del oleoducto compuesto por tres ductos, junto a sus instalaciones, trampa de scrappers, cruces de caminos, válvulas de bloqueo de línea, y parque de tanques de almacenaje.

Entre los puntos que Moody’s Argentina ponderó para la suba de calificación de Refi Pampa se destacan las sinergias generadas por las empresas que forman parte de Kalpa Group, dentro de las que se encuentran All Road, que brinda servicios de logística y transporte; Voy con Energía, la red de estaciones de servicio del grupo; Bull Trailer, la metalúrgica que diseña y fabrica equipamiento petrolero y logístico para el transporte de combustible; y Lubrax, la distribución oficial y exclusiva de lubricantes de Petrobras en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

Raízen, la sociedad brasileña que controla la marca Shell en el país, incrementó el martes un 27% en promedio el precio de los combustibles. Este miércoles fue el turno del resto de las refinadoras —YPF, Axion Energy, Puma y Voy, entre otras—, que también actualizaron sus pizarras. De esa manera, el precio minorista de las naftas y gasoil acumula con la remarcación de ayer un alza superior el 150% en los últimos 90 días.

En la industria hidrocarburífera, la suba de esta semana no fue una novedad: se especuló incluso con materializarla antes de las fiestas. Pero la caída del consumo registrada en las últimas semanas —en algunas marcas la baja en diciembre llegó al 10% contra el mismo mes del año anterior— motivó la postergación del aumento hasta mediados de esta semana.

“YPF perdió menos participación porque es la empresa que tiene precios más bajos. Pero algunos competidores sufrieron un caída de sus ventas de casi al 10% porque tienen un diferencial de precio mayor”, explicó un alto directivo del sector.

Raízen, que opera la marca Shell en la Argentina, fue la primera en aumentar los precios en surtidor esta semana.

Lo que está claro es que la idea de YPF, el mayor jugador del mercado, que está validada con la Casa Rosada, es avanzar rápido con una recomposición de los precios en surtidor con un objetivo concreto: contar con los ingresos necesarios para pagar a los productores de crudo un precio equivalente al valor de paridad de exportación del barril. Fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que la petrolera que preside Horacio Marín, que compra a terceros cerca de un 20% del crudo que procesa en sus refinerías, abonará en enero US$ 66 por el crudo Medanito, cinco dólares más que en diciembre, cuando pagó en promedio 61 dólares por barril.

Cuando adquiere crudo de terceros —fundamentalmente a socios en yacimientos de Vaca Muerta como Chevron o Petronas—,YPF termina fijando una referencia de precios para el resto del mercado. La petrolera bajo control estatal apuesta reconocer export parity a los productores no integrados de la cuenca Neuquina —Vista, Pluspetrol, Tecpetrol, ExxonMobil, Shell y Phoenix, entre otros— a partir de febrero.

¿A cuánto asciende esa referencia?

Con el precio actual del Brent, la principal cotización del barril para el mercado internacional, que se está pagando esta semana en la banda de los 75 dólares, el precio de paridad en el mercado argentino se ubica en torno a los 70 dólares. ¿Cómo se llega a esa cifra? A valor del Brent se le debe descontar el impacto de los derechos a la exportación, que se ubican en el 8% del precio de venta (el ministro de Economía, Luis Caputo, había anunciado que la alícuota del impuesto treparía al 15% por la emergencia económica, pero finalmente se desistió de la medida). Es decir, después de retenciones —que representan unos 6 dólares por barril—, la referencia de exportación llega a los 69 dólares. Luego, por cuestiones de calidad del crudo Medanito —que es más liviano que los petróleos más buscados a nivel internacional— hay que restar otros 2 o 3 dólares más, por lo que la paridad cae a 67/68 dólares. Pero, finalmente, como las petroleras que exportan están exentas del pago de Ingresos Brutos, hay que reponer dos dólares más a ese valor, por lo que el precio final de paridad de exportación se ubica —con la cotización actual del Brent— en los 69/70dólares.

La visión de YPF es que alinear el precio local del crudo con el internacional redundará en mayores inversiones en el upstream, en especial en Vaca Muerta. Para la petrolera bajo control estatal, que exporta sólo un pequeño volumen del crudo que extrae (alrededor de 20.000 barriles por día hacia Chile a través del oleoducto Otasa, aunque en los últimos meses los envíos cayeron), la venta de combustibles en el mercado doméstico sigue siendo su principal fuente de financiamiento.

En esa clave, como resultado de la rápida recomposición de precios, la petrolera prevé incrementar su nivel de inversiones de 2024 a contramano de lo que se creía en los últimos meses. Antes de dejar de ser CEO de YPF, a mediados de diciembre, Pablo Iuliano había proyectado dos presupuestos: uno optimista aunque mesurado, que preveía inversiones por US$ 4200 millones para este año, y otro de máxima, que contemplaba desembolsos por US$ 6000 millones. Es poco probable que las inversiones puedan escalar tan alto, pero lo cierto es que el ritmo de aumentos en surtidor registrado en los últimas semanas revitalizará el capex de YPF para 2024.

Lenta recuperación

Si bien el aumento de los combustibles permite que las refinadoras estén cerca de poder pagar a los productores un precio de paridad de exportación a los productores, persisten algunas anomalías como el cruce de los canales de comercialización que se hizo costumbre durante todo 2023. A raíz de eso, el precio del gasoil mayorista sigue siendo, contra toda lógica, más caro que el del segmento minorista (retail). Las refinadoras confían en normalizar el funcionamiento del mercado en febrero, cuando lleven adelante una nueva suba del entre un 10 y un 15 por ciento.

Lo que aún no está claro es cómo se recuperará la recaudación impositiva del Estado sobre el expendio de combustibles, dado que el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) se encuentra desactualizado desde hace más de dos años (en rigor, desde hace nueve trimestres).

“Restarían un par de aumentos de un 10-15% en cada mes para alcanzar el precio de paridad de exportación. Lo que argumentan las refinadoras es que están casi en condiciones de poder pagar un export parity por el crudo que compran a productores, pero que aún pierden plata cuando tienen que hacer frente al precio de paridad de importación (import parity) de combustibles”, explicó el director comercial de una petrolera.

La posición oficial del gobierno es que recién cuando se alcance ese nivel de precios, se avanzará en una recuperación del componente impositivo que se fue licuando por la decisión del gobierno de Alberto Fernández de congelar el ICL. Se estima que la desactualización impositiva sobre los combustibles le costó al Estado más de US$ 4800 millones en los últimos tres años, según cálculos de la consultora Economía y Energía. “Lo más importante para nosotros es que se actualice el precio en refinería de la nafta y gasoil. Después avanzamos con la actualización del ICL en varios meses porque se puede actualizar parcialmente por trimestre”, explicó una fuente oficial. Por eso, se estima que en un buen escenario, la recuperación del ICL —que debería representar hasta un 0,5% del PBI— se concretará recién en el segundo semestre de 2024. Resta saber si la misión del FMI, que llegará este jueves al país para monitorear el avance del programa macroeconómico del gobierno de Javier Milei valida esa decisión.

, Nicolas Gandini

La compañía australiana Allkem y la estadounidense Livent, dos de los grandes jugadores del mercado del litio a nivel mundial, anunciaron el fin del proceso de fusión en una misma compañía llamada Arcadium Lithium. La nueva empresa es ahora un líder mundial en producción de productos químicos de litio. En Argentina ambas firmas tenían proyectos de litio en la Puna. Las dos sumaron 1.900 millones de dólares de ingresos totales combinados en 2022 y cuentan con un equipo global de más de 2.600 empleados.

Las acciones ordinarias de Arcadium Lithium comenzarán a cotizar este jueves en la Bolsa de Nueva York (New York Stock Exchange, NYSE) bajo el código de cotización “ALTM”. Arcadium Lithium también mantiene una cotización exenta en el extranjero en la Bolsa de Valores de Australia (Australian Securities Exchange, ASX). Arcadium y comenzará a cotizar en bolsa en una base de liquidación normal en la ASX bajo el código de cotización “LTM” el 5 de enero de 2024.

Arcadium Lithium tendrá 1.074 millones de acciones básicas en circulación (excluyendo cualquier valor dilutivo), basado en el número más reciente de acciones básicas en circulación de Allkem y Livent al momento del cierre.

Argentina

Las empresas que acaban de fusionarse ya venían produciendo litio en el país. De hecho, hasta la mitad de 2023 eran las dos únicas empresas de litio con proyectos en etapa de producción comercial. Ahora son tres los proyectos de litio en producción porque se sumó en agosto de 2023 Cauchari – Olaroz.

La australiana Allkem cuenta con el paquete mayoritario de Sales de Jujuy, una firma que desarrolla el proyecto Salar de Olaroz. La empresa está desplegando un plan de inversión de US$ 1.500 millones para ampliar la capacidad productiva del proyecto.

Por su parte, Livent opera el proyecto Fénix, ubicado en el Salar del Hombre Muerto en Catamarca. Allí planea construir una segunda planta de carbonato de litio.

Fusión

Paul Graves, CEO de Arcadium Lithium, señaló en un comunicado que la nueva compañía fusionada “cuenta con los recursos, la escala y la experiencia para satisfacer las crecientes necesidades de nuestra industria en constante evolución. Somos líderes en cada proceso importante de extracción de litio, desde la minería de roca dura hasta el procesamiento convencional de salmueras basado en estanques y extracción directa de litio (direct lithium extraction, DLE) y contamos con una integración vertical desde el recurso hasta la fabricación química en ubicaciones estratégicas alrededor del mundo. Esto abrirá las puertas a nuevas oportunidades y fortalecerá nuestra capacidad para brindar valor a nuestros clientes, inversores, empleados y comunidades”.

Graves añadió que “es un privilegio para mí liderar esta gran empresa con un equipo tan increíble. Esta fusión transformadora no hubiera sido posible sin el arduo trabajo y el compromiso de nuestros equipos de planificación de integración en los últimos meses. Quiero agradecerles a ellos y a todos nuestros empleados alrededor del mundo por hacer que alcancemos esta posición”.

“Juntos, estamos iniciando una emocionante nueva empresa que combina los puntos fuertes y los legados históricos de dos organizaciones increíbles, ambas con un compromiso inquebrantable con operaciones seguras, responsables y sostenibles. Esperamos construir sobre esta base sólida y conducir nuestra industria hacia el progreso”, concluyó el CEO de Arcadium Lithium.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) oficializó este miércoles la convocatoria a la audiencia pública para el próximo 26 de enero con el objetivo de adecuar de modo transitorio las tarifas de Edenor y Edesur. Lo que se busca es que las empresas recompongan sus ingresos para garantizar la operación del servicio y hacer frente a sus compromisos. Fuentes cercanas a las compañías aseguraron a EconoJournal que pedirán una recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) del orden del 300%. Como el VAD representa casi el 40% del valor de la tarifa, ese ajuste le pondrá un piso del 120% al aumento de las facturas, sin contabilizar la suba del precio mayorista de la energía.

La ecuación tarifaria de las empresas concesionarias del servicio de distribución eléctrica se compone de dos términos: el primero refleja sus costos exógenos, es decir, los precios a los que compran energía y potencia en el Mercado Eléctrico Mayorista y los costos asociados de transporte, y el segundo refleja sus propios costos o Valor Agregado de Distribución. En la audiencia convocada para el próximo viernes 26 de enero a las 8:30 horas, la cual será virtual, fue convocada para analizar un ajuste en el VAD de Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras eléctricas del país y las únicas que permanecen bajo competencia nacional, lo que habilita la intervención del ENRE.  

“Lo primero que hay que tener en cuenta es que esto no es una Revisión Tarifaria Integral (RTI) sino la definición de una tarifa de transición. Por eso se puede llamar a la audiencia con sólo 20 días de anticipación, pues una RTI demanda al menos 9 meses de trabajo. Al no ser una RTI no se va a discutir un plan de inversiones sino solo garantizarles a las empresas capacidad de pago”, señaló a EconoJournal un ex funcionario conocedor de este tipo de instancias.

La última actualización del VAD se negoció en febrero de 2023 y se aplicó de modo desdoblado entre abril y junio. Por lo tanto, la actualización del VAD deberá contemplar la evolución de los costos desde febrero del año pasado. A su vez, las empresas afirman que el atraso es mayor porque en 2020, 2021 y 2022 la actualización de sus ingresos estuvo muy por debajo de cómo fueron creciendo sus costos.

Como consecuencia de esa desactualización tarifaria, tanto Edenor como Edesur se atrasaron con el pago de la energía que les provee CAMMESA. En diciembre abonaron solo el 45% de sus respectivas facturas. Por lo tanto, el objetivo prioritario es que regularicen esos pagos.

Lo que seguramente también se va a discutir en la audiencia pública es una cláusula de ajuste para que el monto percibido no se desactualice rápidamente frente a una inflación que en la actualidad corre nada menos que al 30% mensual. “El llamado este no contempla ajustes a futuro. Espero que el tema surja en la audiencia y se incorpore porque si no las distribuidoras terminan pidiendo una recomposición que las cubra frente a la inflación futura. La consecuencia de eso es que el usuario en febrero o marzo va a pagar mucho más de lo que tendría que pagar si en lugar de hacer eso se discutiera alguna cláusula de ajuste”, agregó un ex funcionario consultado por este portal. Desde el sector privado confirmaron a su vez que está previsto discutir esa cláusula de ajuste, algo similar a lo que el gobierno tiene previsto aplicar en el caso del gas natural.   

La RTI pendiente

Lo que quedará pendiente para más adelante es la realización de la RTI para ahí si definir el plan de inversiones destinado a modernizar y expandir la red de distribución. En diciembre de 2019 el Congreso aprobó la ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva. En el artículo 5 de ese texto se autorizó al Poder Ejecutivo a congelar las tarifas de luz y gas por un período de hasta 180 días e iniciar un proceso de Revisión Tarifaria Integral. 

En diciembre de 2020 se determinó a través del decreto 1020/20 el inicio de la renegociación de la RTI, fijándose un plazo de 2 años para concluir ese proceso. Durante esos dos años, los interventores de los entes reguladores no evidenciaron ningún avance. En diciembre de 2022, el gobierno nacional prorrogó por un año más el plazo para consensuar con las empresas de gas y electricidad una nueva RTI, aunque tampoco se hizo nada.

El Enargas primero estuvo a cargo Federico Bernal, quien a mediados de 2022 fue reemplazado por Osvaldo Pitrau, mientras que en el ENRE asumió inicialmente Federico Basualdo, luego fue reemplazado por María Soledad Manín y en la última etapa quedó al frente Walter Martello.

, Fernando Krakowiak

Venezuela firmó el otorgamiento de la licencia para el desarrollo del campo Dragón, un proyecto para producir y exportar gas offshore a Trinidad y Tobago que recibió el visto bueno de Estados Unidos. La venta de gas a Trinidad y Tobago podría ayudar a reanimar sus exportaciones de gas natural licuado. El país caribeño está utilizando en la actualidad solo un tercio de su capacidad de licuefacción total, la segunda mayor en el continente luego de EE.UU.

El ministro de Petróleo y Presidente de Petróleos de Venezuela (PDVSA), Pedro Rafael Tellechea, y el ministro de Energía e Industrias Energéticas de Trinidad y Tobago, Stuart Young firmaron la licencia que permitirá a la estatal National Gas Company (NGC) de Trinidad y Tobago y a Shell explorar, producir y exportar gas desde campo Dragón, localizado en la frontera marítima entre los dos países.

La licencia otorgada por Venezuela es por 30 años y prevé una producción inicial de 185 millones de pies cúbicos por día de gas, informó PDVSA. Funcionarios de Trinidad y Tobago estimaron que Dragón podría lograr su primera producción de gas en los próximos dos años si se toma una decisión final de inversión. Los recursos estimados en Dragón ascienden a 4,2 tcf.

El ministro Young señaló que Dragón y Manatee, otro proyecto de gas pero en aguas de Trinidad, podrían aportar hasta 1 billón de pies cúbicos de gas en su primera fase.

Capacidad ociosa en Trinidad

Trinidad y Tobago le asigna a Dragón una importancia central para reanimar sus exportaciones de LNG lo más rápido posible. El desplome de la producción nacional de gas dejó al país con cerca de dos tercios de su capacidad de licuefacción fuera de servicio.

Las exportaciones de gas licuado de Trinidad contabilizadas por S&P Global Commodity Insights entre enero y septiembre de 2023 ascendían a 6,5 millones de toneladas. Representa algo más de un tercio de la capacidad total de licuefacción existente en las instalaciones de Atlantic LNG. La compañía posee cuatro trenes de licuefacción con una capacidad total de 15,8 millones de toneladas anuales.

Atlantic LNG es una compañía conformada por NGC, Shell y BP. La producción de LNG en Atlantic representó el 15% de la producción global de Shell y el 18% de la producción global de BP en 2022.

En lo que respecta a Dragón, Shell sería el operador del proyecto y del futuro gasoducto de 18 kilómetros que permitirá importar el gas desde Venezuela. Shell también podría tomar una decisión final de inversión en Manatee, un campo de gas offshore en la costa este de Trinidad. Manatee es parte del descubrimiento Loran-Manatee compartido con Venezuela. Las reservas probadas ascienden a 10 tcf, unos 7,3 tcf en Loran (del lado venezolano) y 2,7 tcf en Manatee.

Acuerdo con EE.UU.

El desarrollo de Dragón será posible gracias al levantamiento de las sanciones de Estados Unidos sobre el petróleo y gas venezolanos. El gobierno de Joe Biden autorizó una flexibilización de las sanciones luego de un acuerdo entre el oficialismo y la oposición en Venezuela para la celebración de elecciones presidenciales este año. El acuerdo tuvo un hito importante a fines de noviembre con la aprobación del marco que permitirá el restablecimiento de la candidatura de María Corina Machado, la dirigente opositora que mejor mide en las encuestas.

La Oficina de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro de los Estados Unidos emitió en octubre una modificación solicitada por Trinidad y Tobago en la licencia de desarrollo y producción del campo Dragón.

La enmienda habilitó el pago en dólares o en especie a Venezuela por cualquier gas suministrado por PDVSA. También permitió a Shell negociar con NGC los términos de la exportación del gas a Trinidad.

, Nicolás Deza

El fortísimo temporal que golpeó a Bahía Blanca y al resto de la provincia de Buenos Aires dejando a más de un millón de usuarios sin luz desplazó a un segundo plano informativo un evento inédito en la red de transporte eléctrico. Un corte generalizado sorprendió al norte del país en las primeras horas de la noche del domingo 17. El detonante fue un intento fallido por energizar una línea de transmisión de 500 kV en la provincia de Córdoba. El servicio en el norte del país volvió hacia la medianoche, pero lo llamativo del caso es la inédita razón detrás de la falla en Córdoba: una «nube de sal» sobrevoló y afectó tendidos y estaciones eléctricas de alta y media tensión en el centro y norte de la provincia, un episodio que EconoJournal pudo reconstruir a partir de consultas a distintas fuentes.

CAMMESA, la compañía administradora del despacho de energía, reportó que el corte masivo se debió a una prueba de energización negativa sobre la línea de extra alta tensión (LEAT) de 500 kV entre Recreo (Catamarca) y Malvinas (Córdoba), que registraba inconvenientes desde el día anterior. Al probar la línea se produjo el desenganche de otra LEAT de 500 kV entre Cobos (Salta) y Monte Quemado (Santiago del Estero), produciendo el colapso total del área NOA (2000 MW aproximadamente) y un colapso de tensión en el NEA (700 MW). El noroeste quedó desvinculado de la red de 500 kV.

«Nube de sal» en Córdoba

El reporte de CAMMESA señala como origen del problema en la LEAT entre Recreo y Malvinas una «contaminación en aisladores» de la estación transformadora 500 kV/132 kV Malvinas. EconoJournal pudo averiguar que la contaminación en cuestión en el nodo Malvinas de 500 kV de Transener y en algunas líneas y subestaciones de 132 kV de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) se debió a una «nube de sal».

La nube de sal se originó en el noreste de Córdoba, en la Laguna Mar Chiquita, una laguna de elevada salinidad bien conocida por los productores agropecuarios del norte provincial. Sucede que la sal que queda expuesta en el lecho por la evaporación de la laguna suele ser arrastrada por los vientos a varios kilómetros de distancia, hasta sus terrenos, lo que genera preocupación por el daño que puede ocasionar sobre los cultivos tradicionales de la zona, como trigo, maíz, soja y girasol.

Por las altas temperaturas en la zona de la laguna, el sábado 16 se generó una formación gaseosa de salitre que fue arrastrada por los intensos vientos hacia la zona de la estación transformadora Malvinas. «Esta ‘nube de sal’ afectó la infraestructura, interrumpiendo la prestación de servicio en las líneas de 500 kV y 132 kV, que se vinculan a la estación transformadora», reza un memo interno de Transener visto por este medio. Los primeros indicios de este peculiar problema surgieron con la circulación de videos en las redes sociales en los que se puede observar cómo la sal reacciona con la llovizna.

La llovizna y la sal desatan las descargas en una subestación de EPEC fuera de servicio.

Hecho inédito

Las tormentas de polvo salino son una marca registrada en la zona y los productores agrícolas están acostumbrados a lidiar con ellas. Pero es la primera vez que una nube de sal detona un problema generalizado en líneas y estaciones eléctricas de EPEC y de Transener.

El efecto concreto del polvo salino sobre la infraestructura es la reducción de la capacidad de aislación de los aisladores. «El polvo salino detectado y verificado mediante análisis fisicoquímicos, es soluble en agua y tiene características conductivas de la electricidad, lo que explica la afectación a componentes aislantes registrada», explica el memo.

En Transener señalaron que se trató de un hecho inédito para el sistema de transporte de 500 kV como para EPEC. «Es inusual para nosotros que llegue la llovizna desde ese salitre al lugar donde llegó e hizo que los aisladores pierdan su capacidad de aislación», explicaron desde Transener ante una consulta de este medio.

Además de inusual, se trata de un fenómeno climático para el que hoy no existe un diseño preventivo si vuelve a ocurrir. «Si vuelve a soplar un viento de esta manera y con esas condiciones en la laguna y de sal deberíamos poner un paredón de 25 metros para que no llegue al aislador, lo cual es una locura, no tenés manera«, graficaron el problema en la compañía.

Limpieza

En respuesta, Transener activó un protocolo de emergencia con la asistencia de cuadrillas de mantenimiento provenientes de Córdoba y otras provincias para intervenir sobre la infraestructura. También se contó con la colaboración de dotaciones de bomberos. El operativo fue coordinado con autoridades locales y EPEC.

La intervención consistió en la utilización de hidrolavadoras y cepillos para remover la sal de las estaciones y de los aisladores en las líneas. «Nosotros tenemos dos opciones para hacer hidrolavados. Uno es cuando las líneas están con tensión, se usa un agua especial, sin minerales. Pero esta linea al salir de servicio vinieron los bomberos y lo lavaron«, añadió la fuente en referencia a los trabajos de limpieza en la línea entre Recreo y Malvinas.

Operarios removiendo la sal con cepillos en las tres fases de la línea de 500 kV de Transener.

«Los aisladores se limpiaron y funcionaron correctamente. Se hicieron los ensayos en los laboratorios y se resolvió sin inconvenientes», concluyeron en Transener.

Laguna Mar Chiquita

Mar Chiquita es un lago poco profundo, salado y variable. Cuando el nivel del agua es alto, el lago cubre hasta 6.000 kilómetros cuadrados. Cuando está bajo, se reduce a 2.000 kilómetros cuadrados, dejando al descubierto extensas marismas y salinas a lo largo de su costa norte. Pese a la variabilidad, la laguna se va achicando progresivamente, dejando expuestas más sales a la atmósfera.

Una estela de polvo salino en Mar Chiquita registrada por un satélite de la NASA.

Un estudio de investigadores de la Facultad de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales de la Universidad Nacional de Córdoba realizado entre 2005 y 2017 determinó que el riesgo de sodificación del suelo a corto plazo es bajo, pero los efectos en el largo plazo son inciertos. «Dado que en el siglo XXI se proyectan emisiones de polvo más intensas provenientes de lagos cada vez más reducidos a nivel mundial, los suelos agrícolas expuestos a la deposición de polvo rico en sal deberían ser monitoreados para evaluar las amenazas a la producción de alimentos», advierte el reporte.

, Nicolás Deza

El proyecto de Ley Ómnibus que envió el gobierno de Javier Milei al Congreso modifica radicalmente el marco normativo del sector de biocombustibles. Así lo afirman productores de biodiesel (que se mezcla con el gasoil) nucleados en la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (Cepreb) y bioetanol (naftas), que criticaron la propuesta del Poder Ejecutivo para el sector y alertaron en un comunicado que la nueva normativa “manda a la quiebra a las pymes productoras”.

También, los productores solicitaron a los diputados y senadores que “rechacen por completo” la sección IV de biocombustibles cuando se trate el proyecto en sesiones extraordinarias. Algunas de las pymes que forman parte de la Cepreb son Bio Bahía, AOM Energy, Grupo Bolzán, Soy Energy, Pampa Bio, New fuel, Bio Ramallo, Biobin, Aripar, Refinar Bio, entre otros.

La Ley Ómnibus establece nueve modificaciones a la Ley 26.093 del año 2006, que le dio impulso al sector para que las productoras comiencen a desarrollarse, y la normativa 27.640, aprobada en 2021 y que le otorgó un horizonte jurídico hasta 2030 a las productoras pymes. Las plantas de biodiesel a base de aceite de soja se encuentran principalmente en Santa Fe, Córdoba y Entre Ríos y, en menor medida, en La Pampa, San Luis y Buenos Aires. Las plantas pymes que elaboran bioetanol a base de maíz (Córdoba, Santa Fe) y los ingenios azucareros del Noroeste Argentino (NOA) que producen etanol cañero, ambos se mezclan con las naftas para luego venderse en las estaciones de servicio.

Más presión al surtidor

Hace pocos días la Secretaría de Energía a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo aumentó el precio regulado de los biocombustibles, productos que se mezclan con el gasoil y las naftas en el mercado local. El movimiento generó más presión a los precios de los combustibles en los surtidores.

En concreto, la suba fijada fue de 34,4% para el biodiesel y 28,5% para el bioetanol. De este, el valor de adquisición del producto elaborado a base de aceite de soja saltó de $ 686.986 a $ 923.590 por tonelada. Por su parte, el precio de adquisición del bioetanol cañero pasó a $ $465,8 por litro (33,6%) y el elaborado a base de maíz quedó fijado en $ 463,9 por litro (28,4%). Ambas medidas se fijaron mediante la resolución 3/2023 y 4/2024, respectivamente.

Rechazo

Uno de los cambios que propone el Poder Ejecutivo es que las pymes ya no tengan la exclusividad para abastecer al mercado interno como lo fija la normativa vigente. El artículo 13 de la propuesta de Milei habilita a que las pymes compitan con las grandes aceiteras como Cofco, Bunge, Dreyfus, Aceitera General Dehesa (AGD), Cargill, ADM, Molinos, Agricultores Federados Argentinos (AFA) y Viterra. Según la actual ley, el complejo sojero sólo puede exportar el biodiesel que produce.

Según la Cepreb, que nuclea a casi 30 empresas locales, la modificación del artículo 13 de la Ley 27.640, que se aprobó con un alto consenso entre los sectores público y privado hace dos años, “rompe con el equilibrio sobre el que se trabajó hasta acá, en el cual las pymes tienen reservado el mercado interno, con cupos y precios regulados por el Estado y las ´compañías integradas´ o ´grandes´ (cerealeras) tienen para sí el negocio de la exportación”.

En la actualidad, las pymes de biodiesel le compran el aceite de soja -materia prima clave- a las grandes aceiteras. Por tal motivo, Cepreb afirma que el texto propuesto por Milei “deja a las pymes expuestas a competir en condiciones desiguales y desventajosas con los grandes grupos aceiteros nacionales y multinacionales que son productores de la materia prima y tienen una escala de producción ampliamente superior”.

Otro punto que las productoras critican es que en las definiciones de biocombustibles de la Ley Ómnibus se abre la posibilidad a la importación de bioetanol y biodiesel y sus materias primas en perjuicio para la producción local. “Esto abre la paradoja de que de este modo la Argentina estaría abriendo la puerta a importar biocombustibles de países que tienen vedado con medidas paraarancelarias el ingreso del biocombustible argentino”, afirma la misma cámara.

Uno de esos países que impuso barreras es Estados Unidos, que buscó proteger a sus productores de biocombustibles impidiendo el ingreso de biodiesel argentino. La Unión Europea también impuso barreras arancelarias por algunos años, pero luego las levantó y hoy las grandes aceiteras envían sus productos sobre todo a países del viejo continente.

En la normativa actual, las refinadoras (YPF, Axion, Shell, Trafigura, por ejemplo) no pueden tener participación en empresas de producción de biocombustibles. Pero el proyecto del gobierno ahora habilita que ingresen las petroleras, un punto que también es cuestionado por las pymes.

Porcentaje de mezcla y política de precios

El biodiesel se mezcla en un 7,5% con el gasoil y el bioetanol en un 12% con las naftas. El proyecto de ley del gobierno le otorga potestad a la autoridad de aplicación (la Secretaría de Energía) para que “imponga” porcentajes mínimos y “a su antojo”, según Cepreb.

Por último, la Ley Ómnibus modifica el artículo 14 de la normativa vigente que establece una metodología para la fijación de los precios para la adquisición obligatoria del bioetanol y biodiesel por parte de las refinadoras. De este modo, al dejar liberado el valor a un acuerdo entre las partes, “se elimina la determinación del precio considerando los costos”, aseguró Cepreb.

, Roberto Bellato

TN Platex, principal jugar del mercado textil en la Argentina, decidió expandir su negocio hacia el sector del litio. La apuesta de la compañía se basó en una estrategia de diversificación que consistió en utilizar sus capacidades textiles para convertirse en proveedor minero a partir de la producción de big bags -los bolsones que se utilizan para transportar el carbonato de litio que se produce en el país—, que tienen capacidades que van desde 500 hasta los 1500 kilos.

Se trata de un insumo clave para el crecimiento y el desarrollo del sector lítifero puesto que los big bags resultan esenciales en la cadena logística de la minería, permitiendo el transporte eficiente y seguro de minerales y otros materiales desde el lugar de extracción hasta su destino final. Además, como el carbonato de litio se utiliza para fabricar cátodos de batería, es necesario que el recurso se transporte de forma segura para evitar cualquier tipo de contaminación.

En diálogo con EconoJournal, Tomás Karagozian, CEO de TN PLATEX, explicó: “Notamos que casi todos los Big Bags eran abastecidos por empresas del exterior. Había también empresas locales, pero no estaban radicadas en el norte argentino. Y basados en nuestra estrategia de diversificación, nos pusimos a pensar cómo a partir de nuestras capacidades textiles podíamos ser parte de esta cadena de valor”.

A su vez, el ejecutivo de la hilandería remarcó que continúan desarrollando este producto que sirve a las mineras para transportar desde la Argentina a otros países del mundo un insumo que vale más de 20.000 dólares la tonelada. En ese sentido, advirtió que “cualquier problema en el Big Bag puede generar un problema costoso. Por eso es tan importante que sea bien técnico y certificado, con procesos altos de calidad”.

La iniciativa demuestra el impacto que tiene la industria del litio en toda la cadena de valor y en el desarrollo de proveedores nacionales puesto que hasta el año pasado las big bags, en su mayoría, se importaban y ahora se obtienen de la industria nacional.

La apuesta

TN Platex abrió hace un año unafábrica en Catamarca para proveer big bags al sector minero. La factoría se encuentra operativa desde noviembre de 2022 y emplea a más de 60 colaboradores.

Allí se producen big bags complejos de alta calidad, a partir de polipropileno de rafia, diseñados para transportar el litio. Los bolsones cuentan con certificaciones sobre su calidad, resistencia, integridad del contenedor y seguridad en el manejo de los materiales.

El desarrollo de las big bags locales permitió a la empresa firmar acuerdos con la productora de litio china Liex- que posee el proyecto Tres Quebradas en Catamarca- y también con Minera Exar, que tiene la iniciativa Cauchari-Olaroz que comenzó a producir carbonato este año y es el tercer proyecto de litio en producción en el país. 

Estrategia de diversificación

Karagozian se refirió también al impacto que genera la actividad minera en el país y sostuvo que desde la firma quieren generar oportunidades para abastecer al sector. También, que cuentan con ingenieros que les permitieron alcanzar todas las certificaciones necesarias y producir productos de primer nivel para el transporte del litio.

En esa misma línea expresó: “Vemos un futuro prometedor en la cadena de valor de la minería, petróleo y gas, y como industriales tenemos que ser creativos y proactivos para encontrar oportunidades para seguir generando empleo y valor agregado. La industria textil es mucho más que moda y tenemos que pensar cómo podemos ser parte de las cadenas de valor que van a traccionar a la Argentina”.

Competencia y ampliación

Karagozian destacó el trabajo realizado y la apuesta de la compañía de expandirse hacia otros mercados. En este sentido, expresó que la prueba de los big bags para la minería fue un buen inicio y que está la intención por parte de TN Platex de seguir invirtiendo y generando más trabajo. “A partir de esta llegada que tenemos a la minería, tenemos ver qué otros productos podemos producir o qué otros productos podemos venderles a las empresas mineras”, aseguró.

Además, dio a conocer que con el nuevo producto compiten con las big bags de todo el mundo que no tienen ningún arancel para entrar en la Argentina.

“Creo que las empresas mineras nos eligen porque tenemos un muy buen servicio, porque estamos cerca, porque podemos abastecer en las mismas provincias a donde ellos producen. Y tenemos un producto que es muy bueno, que no ha tenido fallas de calidad y tiene un buen precio”, expresó Karagozian.

Sinergia

El trabajo de TN Platex junto a las mineras ha permitido sinergias. La cercanía de la planta con las operaciones ha posibilitado un trabajo de amplia colaboración para poder diseñar los productos, de acuerdo a las necesidades de las compañías. A su vez, esto tuvo un impacto local en el Norte grande en cuanto a la generación de empleo.

Frente a esto, en TN Platex tienen en agenda poder expandirse hacia Jujuy. Además, se encuentran desarrollando una fábrica en Paraguay para abastecer a clientes de ese país, de Brasil, Chile y Uruguay. 

, Loana Tejero

El proyecto de Ley Ómnibus que el gobierno envió este miércoles al Congreso introduce más de 40 modificaciones en la la Ley 17.319 (de Hidrocarburos). Muchas de ellas implican cambios de forma, pero algunas trastocan aspectos claves de esa normativa, que constituye la principal plataforma regulatoria de la actividad hidrocarburífera en la Argentina. Uno de los cambios más sustanciales es el que afecta al artículo 6 de la Ley 17.319, que históricamente privilegió las necesidades de abastecimiento del mercado interno por sobre la exportación de petróleo y gas.

Si la iniciativa se aprueba, se pondrá en pie de igualdad al mercado interno y al de exportación, terminando con la potestad con la que hoy cuenta el Estado para gestionar en materia de precios y de suministro doméstico de hidrocarburos. Sería un punto de punto de quiebre y un cambio de paradigma, dado que nunca se avanzó en la presentación de una Ley —ni durante el kirchnerismo y tampoco durante el macrismo— que modifique la redacción de ese artículo clave.

En los últimos 10 años existieron intentos que iban en esa dirección —por ejemplo, durante el gobierno de Alberto Fernández se llegó a analizar la posibilidad de reescribir el estratégico artículo 6 cuando colaboradores de Martín Guzmán elaboraron un texto de ley sectorial que finalmente quedó trunco—, pero nunca existió el consenso político para avanzar en esa dirección.

Cambios

El artículo 6 de la ley 17.319, promulgada en 1967, dice explícitamente que “durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos”.

Ahora, en cambio, la modificación propuesta en el artículo 258 del proyecto de Ley Ómnibus dice que “los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo”.

Consultado por EconoJournal, uno de los abogados de referencia de la industria petrolera lo puso en estos términos: «El proyecto de Ley deroga, a través del artículo 3, el principio de política pública energética del ‘logro del autoabastecimiento de hidrocarburos’ y se establece como objetivo principal ‘maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos’. Es decir, se modifica el paradigma del autoabastecimiento a uno de ‘abundancia’ y monetización acelerada de los hidrocarburos en el marco de la transición energética».

Y sobre el cambio propuesto en el texto del artículo 6, analizó lo siguiente: «se buscar establecer la libertad para exportar, conforme ‘la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo’. Eso va en línea con el art. 609 del Código Aduanero (modificado por el art. 145 del Decreto de Necesidad y Urgencia N° 70/23) que establece que “el Poder Ejecutivo no podrá establecer prohibiciones ni restricciones a las exportaciones o importaciones por motivos económicos”. Es de esperar, agregó, que en breve se deroguen las resoluciones N° 241/17 y 175/23 de la Secretaría de Energía. Ambas normas regulan los ‘permisos de exportación’ de exportación de crudo, que se otorgan de manera mensual a requerimiento de los privados y contemplan que los refinadores puedan ‘cruzar’ esos cargamentos si los precisan en sus refinerías.

Precios

A su vez, el artículo 6 que está vigente dice actualmente que los precios de comercialización del petróleo en el mercado interno no puede ser inferior a los precios de importación de condiciones similares, pero se aclara que “cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de comercialización en el mercado interno, y, en ese caso, éstos podrán fijarse sobre la base de los reales costos de explotación de la empresa estatal, las amortizaciones que técnicamente correspondan, y un razonable interés sobre las inversiones actualizadas y depreciadas que dicha empresa estatal hubiere realizado”.

La nueva versión del artículo 6 que se propone ahora aclara, en cambio, que “el Poder Ejecutivo no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno en cualquiera de las etapas de producción. En el caso de empresas estatales —como YPF, cuya mayoría accionaria se encuentra en manos del Estado nacional—, estas podrán vender únicamente a precios que reflejen el equilibrio competitivo de la industria, esto es a las correspondientes paridades de exportación o importación según corresponda”.

En un mercado como el argentino en donde el precio del petróleo estuvo en la praxis intervenido o regulado durante los últimos 20 años (salvo aisladas excepciones), esta disposición es un cambio de paradigma. La redacción del artículo es curiosa porque autolimita el campo de acción de YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles (cuenta con una participación cercana al 55%), que por su condición (líder del sector) es quien fija la referencia de precios internos para el crudo Medanito (Neuquén) y Escalante (Chubut). ¿Por qué? Porque compra a terceros (fundamentalmente socios de Vaca Muerta como Chevron, Petronas o Shell) un 20% del crudo que procesa en las refinerías. Lo que pasó durante las últimas dos décadas es que YPF presiona a los productores no integrados para pagar por ese volumen de petróleo un precio a la baja —casi siempre inferior que el precio de paridad de exportación— y luego el resto de los refinadores toma ese valor como referencia para negociar con sus proveedores.

Tal como quedó redactado el artículo en la versión de la Ley Ómnibus, los productores no integrados —Pluspetrol, Tecpetrol, Vista, Capsa, ExxonMobil, CGC y Aconcagua, además de los ya nombrados— contarán con un argumento regulatorio adicional para defender su posición en caso de que YPF u otra empresa refinadora quiere negociar un precio más bajo del export parity.

Cómo funcionará

Fuentes cercanas al área energética del gobierno señalaron a EconoJournal que el cambio del artículo 6 no implica que cualquier empresa va a poder exportar libremente en cualquier momento. Si una empresa quiere firmar un contrato de exportación de largo plazo va a tener que validar ese acuerdo ante la autoridad de aplicación, pero una vez que reciba el visto bueno no va a poder dar marcha atrás para garantizar el abastecimiento interno.

El secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo había anticipado a EconoJournal en agosto estos cambios al afirmar que se buscaría poner el foco en el desarrollo de las exportaciones. “En vez de hacer autorizaciones discrecionales, las exportaciones deben ser un derecho reglamentario al que el Estado se pueda oponer o condicionar el ejercicio del mismo si se produce un costo adicional en el abastecimiento interno y el exportador no lo quiera asumir. La obligación del Estado es la seguridad del abastecimiento, que no es el autoabastecimiento. La seguridad del abastecimiento es que los argentinos tengan siempre gas y electricidad, pero no necesariamente el propio que se produce o genera en el país. Puede ser que debido a la exportación que tiene comprometida una empresa, durante algunos días de julio, por ejemplo, debamos importar energía. Ese sobrecosto lo va a pagar la empresa exportadora, no lo traslado a la demanda, pero la exportación se respeta. Eso le va a permitir al inversor firmar un contrato a largo plazo”, relevó entonces.

Lo que se buscará, sobre esa base, es que los productores puedan solicitar autorización para aprobar un contrato de exportación plurianual —de dos, tres o hasta cinco años—, que una vez que sea validado por la Secretaría de Energía no puedan ser redireccionados al mercado interno.

, Nicolas Gandini

MSU Green Energy, la unidad de negocios de energías renovables del Grupo MSU, anunció que proveerá de energía solar a Air Liquide -compañía dedicada a la producción y suministro de gases industriales- por un plazo de 10 años.

La energía limpia será abastecida desde el parque solar Pampa del Infierno, actualmente en construcción en la provincia de Chaco. Este parque cuenta con una potencia instalada de 125 megawatts (MW) en una superficie de 320 hectáreas y se convertirá en el tercer parque solar más importante de la Argentina.

En base a este acuerdo desde la compañía destacaron: “MSU Green Energy apuesta a la transformación energética de la Argentina y está desarrollando un plan a largo plazo en el que planea la instalación de ocho parques solares y una inversión de 350 millones de dólares destinados a la generación de 400 MW de energía verde”.

Por su parte, el fundador y CEO del Grupo MSU, Manuel Santos Uribelarrea, sostuvo: “Estamos avanzando en la transición energética de nuestro país de la mano de acuerdos de cooperación con empresas de gran valor para la matriz productiva de nuestro país”.

A su vez, el ejecutivo explicó que gracias a este tipo de alianzas compañías como Air Liquide pueden avanzar en su proceso de descarbonización y de adopción de energías renovables en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

El proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos presentado al Congreso por el gobierno del presidente Javier Milei retrotraerá las retenciones petroleras y mineras al 8%, tal como estaba establecido hasta antes de la publicación del DNU 70/2023 que, en rigor, entrará en la práctica a partir del viernes de esta semana y elevó al 15% la alícuota. La novedad es relevante para ambos sectores porque el Poder Ejecutivo había anunciado hace pocos días la suba de los derechos de exportación.

En el caso del petróleo, el texto presentado a la Cámara de Diputados establece que las retenciones quedan en 8%, según se desprende del artículo 204. El apartado, ubicado en la sección VI sobre “Derechos de Exportación”, el texto afirma: “manténgase la vigencia de los derechos de exportación actualmente vigentes, para los hidrocarburos y la minería. El Poder Ejecutivo Nacional identificará las posiciones arancelarias de la Nomenclatura Común del Mercosur comprendidas en el presente artículo”.

Minería

En el caso de la minería, las retenciones no subirán al 15% como se tenía previsto en un principio y se mantendrán en 8% los derechos de exportaciones para el doré (los lingotes que tienen más del 2% de oro). También seguirán fijas en 4,5% las retenciones para los lingotes de oro y plata que tienen menos de 2% y también para el litio.

La posibilidad de que el gobierno concrete el aumento de las retenciones casi al doble para el sector petrolero y minero habían causado rechazo de empresarios y ejecutivos de empresas mineras, como publicó hace una semana EconoJournal.

“La suba de las retenciones a las exportaciones va a afectar muy negativamente a las inversiones en curso y las que están por venir. Es un atraso muy grande del desarrollo de las inversiones mineras. El inversor que vive en el exterior está viendo estos temas y sabe que genera desconfianza”, había advertido un empresario minero.

, Roberto Bellato

El informe mensual, elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial señala que durante octubre de 2023 la producción del sector creció un 7% respecto al mismo mes del año anterior, favorecido por los productos finales termoplásticos y debido a algunas paradas de planta programadas que hubo durante octubre de 2022. Respecto a septiembre de este año, se observa una caída del 8%, afectada por una menor producción en todos los subsectores. Las empresas manifiestan paradas de planta programadas y falta de insumos de materias primas para producir. Por su parte, el acumulado del año se incrementó un 2%.

El Informe de la Cámara resalta que las ventas locales crecieron un 11% respecto a octubre de 2022, debido al aumento de precios con respecto a dicho período. No obstante, respecto a septiembre 2023, se observó una caída del 3%, con descensos en ventas de los productos básicos orgánicos y finales agroquímicos, con menores precios de venta con relación al mes anterior. El acumulado del año se mantiene a la baja, con un valor negativo del 10%.

La reseña llevada adelante por la CIQyP® destaca que las exportaciones durante octubre 2023 cayeron en las tres variables analizadas (9% intermensual, 8% interanual y 27% en el acumulado), afectadas por todos los subsectores.

Por su parte, el relevamiento de la Cámara muestra que en el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), lograron incrementar las ventas locales para las tres variaciones consideradas (1% intermensual, 7% interanual y 9% en el acumulado). Por su parte, las exportaciones crecieron un 60% en la variación mensual; mientras que mostró caídas del 18% en la variación anual y del 37% en el acumulado. A su vez, la producción cayó en las tres variables analizadas (25% intermensual, 30% interanual y 13% en el acumulado).

Resultados

Durante octubre 2023, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 54% mayor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 40% en las importaciones y del 14% en las exportaciones.

En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante octubre 2023 tuvo un uso promedio del 59% para los productos básicos e intermedios y del 92% para los productos petroquímicos.

En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante octubre del 2023, llegaron a los 455 millones de dólares, acumulando un total de USD 4.231 millones pasados los diez meses del año.

Con respecto a los datos señalados en el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “la diversidad de resultados dentro de la industria química y petroquímica, durante octubre, reflejan una situación compleja y desafiante para el sector y para la Industria en general”.

Asimismo, el ejecutivo aseguró: “Seguimos confiando en el potencial de la Industria Química y Petroquímica de Argentina, y creemos firmemente que es fundamental trabajar juntos con las nuevas autoridades y los actores relevantes del sector para lograr ese desarrollo tan anhelado”.

, Redaccion EconoJournal

El directorio de la estatal Enarsa resolvió este martes declarar nula la licitación del renglón 1 de la reversión del Gasoducto del Norte, una obra que permitirá transportar el gas de Vaca Muerta hacia las provincias del norte argentino. La intención oficial es relicitar ese tramo, pero excluyendo la reversión de sentido de las cuatro plantas compresoras previstas en el pliego original, obras que quedarían a cargo de TGN, empresa que trasladará el costo de esa inversión a su tarifa.

La obra de reversión del Gasoducto Norte se divide en 3 renglones. El renglón 1, abarcaba originalmente la reversión de cuatro plantas compresoras existentes en Córdoba, Santiago del Estero y Salta, el tendido de dos loops paralelos al Gasoducto Norte de 62 kilómetros de extensión y la construcción de los 22 kilómetros finales del gasoducto Tío Pujio-la Carlota con caños de 36 pulgadas de diámetro. Luego hay un renglón 2 que abarcará del kilómetro 0 al 50 y un renglón 3 que va del kilómetro 50 al 100 del gasoducto, a construir entre Río Pujio y La Carlota en la provincia de Córdoba.

El renglón que se relicitará

El gobierno de Alberto Fernández había avanzado con la licitación del renglón 1 y llegó a realizar la apertura de las ofertas económicas. La UTE integrada por las empresas Techint y Sacde había presentado la oferta más competitiva, pero, tal como adelantó EconoJournal, esa propuesta se ubicó un 62% por encima del tope presupuestario fijado en el pliego. 

Formalmente, lo que correspondía frente a esa situación era declarar desierto ese tramo y volver a licitar, pero bajo la conducción anterior de Enarsa estaba evaluando actualizar el presupuesto de la obra argumentando que no se habían ponderado correctamente algunas variables que terminaron siendo decisivas en una coyuntura tan compleja como la actual. Por ejemplo, el impacto provocado en los costos por la corrida cambiaria, las restricciones vigentes a la importación de bienes y las dificultades para girar dinero al exterior para abonar muchos de esos insumos.

La actualización presupuestaria de la obra debía ser refrendada en el Directorio de la empresa, proceso que inevitablemente iba a demorar la adjudicación, pero la gestión anterior consideraba que peor sería anular la licitación de este renglón.

A partir de la renovación de autoridades, el criterio cambió y el nuevo directorio integrado por Juan Carlos Doncel Jones, Rigoberto Mejía Aravena y Enrique Devoto decidieron anular la licitación de ese renglón.

Las autoridades invitarán a la nueva compulsa no solo a la UTE integrada por Techint y SACDE y a BTU, que habían quedado primero y segundo respectivamente, sino también a Pumpco, una de las subsidiarias de MasTec, la principal constructora de oleoductos de Estados Unidos, la cual había sido descalificada por detectar inconsistencias técnicas en su propuesta. La firma tiene sede en Miami y es propiedad del titular del Inter de Miami, club de la MLS donde se desempeña Lionel Messi.

El resto de la obra

Casi al mismo tiempo que se declaró nula la licitación del renglón 1, se abrieron las ofertas del renglón 2 y la propuesta más competitiva fue la de la UTE Techint-SACDE, mientras que BTU volvió a quedar segunda.

La UTE Techint-Sacde quedó cerca de la adjudicación, al ofertar 59.500.622.938,88 pesos más IVA y una nota de descuento equivalente al 4,11%, lo que se traduce en un monto total de 57.055.147.336,09 pesos más IVA, mientras que BTU ofertó 72.106.171.580,33 pesos más IVA.

El pliego establece que una misma empresa puede tener dos renglones contiguos. Techint-SACDE también ofertarán por el renglón 3. Por lo tanto, es probable que si vuelven a imponerse se queden con los renglones 2 y 3. Si ese escenario se confirma, BTU y Pumpco terminarán compitiendo en la nueva licitación del renglón 1.   

La posición inicial del gobierno de Milei era dar de baja toda la licitación, pero después dieron marcha atrás y anularon solo la licitación del renglón 1 porque son conscientes de que la Reversión del Gasoducto Norte constituye una obra estratégica para garantizarle gas al norte del país.

Una vez concluida, la reversión del Gasoducto Norte permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, potenciará la minería de litio y conectará a los hogares de esa zona a la red de gas natural.

Además de bajar el costo de generación eléctrica y del gas natural para las industrias del norte argentino, esta obra estratégica permitirá un ahorro anual de 1.960 millones de dólares por la sustitución de importaciones de gas.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno aprobó el proyecto de adquisición sísmica 3D que realizará Equinor en la Cuenca Austral sobre las áreas AUS 105 y 106; y en la Cuenca Malvinas Oeste sobre el bloque MLO 121, en el Mar Argentino. El objetivo de este proceso de exploración consiste en comprobar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo marino, mediante el uso de buques que poseen equipos de ultrasonido que toman imágenes 3D y permiten visualizar cuál es el potencial real.

A través de la resolución 224/2023 del Ministerio del Interior publicada este miércoles en el Boletín Oficial se resolvió la aprobación de la exploración, luego de la redacción del Informe Técnico de Revisión Final, llevado a cabo por las direcciones nacionales de Evaluación Ambiental y de Evaluación de Impacto Ambiental y Análisis del Riesgo Ambiental.

En el documento que lleva la firma del ministro Guillermo Francos se advierte que Equinor deberá dar estricto cumplimiento a los términos del Plan de Gestión Ambiental (PGA) y sus ampliaciones, que forman parte del Estudio de Impacto Ambiental.

También, que toda actualización del PGA deberá ser informada al Ministerio del Interior como ser modificaciones referidas a la ventana temporal de trabajo, la extensión del área de operaciones, las características del buque, entre otras.

El proyecto

Para su aprobación, se tuvieron en cuenta todas las instancias previas del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental y las audiencias públicas realizadas.

El proyecto está ubicado a casi 26 kilómetros de distancia de la ciudad de Río Grande en Tierra del Fuego. Los bloques de la Cuenca Austral tienen una superficie de 2129,88 y 2160,01 kilómetros cuadrados. Por su parte, el bloque MLO 121 posee una superficie de 4283,96 kilómetros cuadrados.

, Loana Tejero

Tal como se esperaba, el gobierno designó este miércoles a Flavia Royón al frente de la Secretaría de Minería, que finalmente quedó bajo la órbita del ministro de Economía, Luis Caputo. De este modo, la ex secretaria de Energía del último año de Alberto Fernández en la Casa Rosada pasó a ocupar la cartera minera en el nuevo gobierno. La designación se concretó mediante el Decreto 91/2023, firmado por el presidente Javier Milei.

A principios de diciembre Royón se había reunido con el ahora jefe de Gabinete, Nicolás Posse, para definir su designación, como anticipó EconoJournal. La semana pasada también tuvo un encuentro con Luis Caputo en el quinto piso del Palacio de Hacienda para ultimar detalles de la designación y repasar los principales puntos de la agenda minera que llevará adelante.  

Un colaborador de extrema confianza de la funcionaria salteña afirmó a este medio que el foco de su gestión en Minería estará puesto en tres temas centrales: a) reactivar la construcción de los proyectos de cobre, b) aumentar la producción de litio (para lo cual será clave alcanzar un acuerdo estratégico con EE.UU.) y c) reimpulsar la exploración minera. Aunque, además, tendrá que atender el rechazo del sector al reciente aumento de las retenciones a las exportaciones mineras y la suba de los costos en dólares. Pero -sobre todo- dependerá del reordenamiento de los índices macroeconómicos para que se potencien las inversiones.

Royón había sido ministra de Minería y Energía en la provincia de Salta bajo la gobernación de Gustavo Sáenz y llegó a la Secretaría de Energía de la Nación en 2022 en un acuerdo del gobernador con el entonces ministro de Economía Sergio Massa. Fue elegida por el gobierno de La Libertad Avanza por su perfil técnico, su experiencia en el sector minero y porque suma apoyo político en Salta y las provincias mineras del norte.

El foco de la Secretaría de Minería

Royón, que reemplazó a la catamarqueña Fernanda Ávila, tendrá que gestionar la cartera a nivel nacional para que se desarrollen los proyectos en las provincias mineras. Para esto, la funcionaria eligió tres temas centrales:

1 – Reactivar la construcción de los proyectos de cobre. Por los vaivenes macroeconómicos del país, los desarrollos cupríferos no están avanzando o tienen dificultades. Son desarrollos que requieren mucha más inversión que, por ejemplo, los proyectos de litio. La Argentina dejó de producir cobre en 2018, pero se estima que la demanda a nivel mundial seguirá en aumento. El cobre es clave para la transición energética y la Argentina cuenta con proyectos de clase mundial como Taca Tasca, Josemaría, Los Azules, Filo del Sol, Altar y Pachón, entre otros.

2 – Aumentar la producción de litio. Jujuy, Catamarca y Salta son las provincias protagonistas en el desarrollo de este mineral. En la Argentina hay tres proyectos operativos que terminarán 2023 produciendo alrededor de 45.000 toneladas de litio (en su mayoría carbonato), pero se espera que en 2024 aumente la producción hasta las 250.000 toneladas anuales. En los próximos años podrían sumarse más proyectos a la fase productiva. Según declaró Flavia Royón en varias oportunidades, el desafío en el litio es seguir aumentando la producción y dar el salto a la industrialización del mineral directamente en las provincias.

3 – Reimpulsar la exploración minera. Es clave para el desarrollo futuro de la minería en el país. Según un informe elaborado en junio de este año por la Secretaría de Minera, en el país hay 92 proyectos en exploración (también se suma la exploración en las minas que ya están en producción pero que se quieren ampliar la capacidad del yacimiento). La mayoría son de litio y oro, que representan cada uno casi el 30% de la exploración minera del país. En 2022 la inversión en exploración fue de US$ 370 millones. Este año podría aumentar. Pero el desafío es superar los US$ 480 millones invertidos en exploración de 2012.  

El sector

Este año las exportaciones mineras serán de alrededor de US$ 4.000 millones. La intención es incrementar esta cifra en los próximos años. Según datos oficiales, la cartera de la Argentina incluye 161 proyectos mineros, principalmente de cobre, litio, oro, plata, carbón, uranio y potasio. Actualmente, 21 proyectos se encuentran en producción, de los cuales en 12 el metal principal es el oro y en tres el producto mayoritario es la plata.

Este año entró en producción un nuevo proyecto de carbonato de litio y suman tres en total en el país. En etapas avanzadas (no en producción) hay nueve proyectos que se encuentran en construcción, 11 en factibilidad, 4 en prefactibilidad y 10 en evaluación económica.

, Roberto Bellato

La asamblea de accionistas de Enarsa, la empresa estatal de Energía, se reunió este martes para definir a las nuevas autoridades de la compañía. La principal novedad fue la designación de Juan Carlos Doncel Jones como presidente en reemplazo de Agustín Gerez. Lo acompañarán Rigoberto Mejía Aravena como vicepresidente y el ex secretario de Energía Enrique Devoto, que fue designado como uno del Directorio de la empresa pública. Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes privadas al tanto de los nombramientos.

Tanto Doncel Jones, un abogado con amplio conocimiento del sector eléctrico (se desempeñó durante años como auditor de Cammesa), como Mejía Aravena cuentan con un paso previo por Enarsa. El nuevo presidente había ejercido como director de Legales durante la gestión de Cambiemos entre 2015 y 2019. En tanto que Mejía Aravena, que tendrá mayores responsabilidades ejecutivas y en la práctica funcionará como un gerente, se desempeñó como director operativo durante el mismo período, tal como había adelantado este medio. Devoto, por su parte, no tendrá tareas de ejecución diaria. Sólo tendrá participación en el Directorio de la empresa.

Doncel Jones, el segundo de derecha a izquierda, en una reunión entre Rodríguez Chirillo y la secretaria de Energía de EE.UU.

Gasoducto Norte

Doncel Jones es una de las personas de mayor confianza del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo. Al igual que él se formó como abogado (hoy está a cargo del estudio Conte-Grand & Doncel Jones & Aicega) y tuvo un paso por la gestión pública durante la segunda mitad de los ’90 durante el segundo gobierno de Carlos Menen bajo la órbita de la Secretaría de Energía que comandaba Carlos Bastos.

Entre los principales temas de agenda que deberá abordar rápidamente se destaca la licitación para revertir el gasoducto Norte. El proceso, que está en cabeza de Enarsa, fue lanzado durante la gestión de Gerez pero no llegó adjudicarse porque las ofertas recibidas en el renglón 1 del concurso excedían el presupuesto máximo fijado por la empresa estatal, tal como explicó a fines de octubre. Doncel Jones tendrá que definir si sigue adelante con la licitación actual o la declara nula y convoca a un nuevo proceso licitatorio.

También deberá resolver qué pasará con las represas hidroeléctricas del Comahue, concesiones del Estado nacional que empezaron a vender en agosto de este año. Sobre ese tema en particular, Doncel Jones publicó una nota de opinión en EconoJournal en marzo de 2022 en los que fijó qué elementos deberían analizarse para tomar una definición sobre la continuidad de esas centrales.

, Redaccion EconoJournal