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El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, evalúa más cambios en el área energética. Luego de la salida de Rodríguez Chirillo, los que quedaron en la cuerda floja son Jorge Garavaglia, gerente general de Cammesa; Darío Arrué, interventor del Ente Nacional de Regulación de la Electricidad; y Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético.

González recibirá a Rodríguez Chirillo este viernes y se espera que le adelante el nombre de alguno de los funcionarios que acompañaron al ex secretario y no serán tenidos en cuenta para la nueva etapa que se abre con la designación de María Tettamanti, quien recién el lunes tiene previsto asistir a la Secretaría.

Como informó EconoJournal, Garavaglia ya estaba con un pie afuera por las internas permanentes que venía protagonizando dentro de Cammesa. Por lo tanto, su salida es prácticamente un hecho.

Arrué también pareciera tener su boleto picado porque González quiere poner ahí a un funcionario propio para definir las tarifas de Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que prestan servicio en el Área Metropolitana de Buenos Aires.   

Beljansky es otra de las funcionarias que tuvo un papel protagónico durante la gestión de Rodríguez Chirillo y ahora podría dejar su lugar como parte de una reorganización de la Secretaría de Energía.

Entre los apuntados también hay otros funcionarios de menor rango e incluso asesores. Sergio Falzone, el hombre que Rodríguez Chirillo no pudo designar ni como subsecretario de Energía Eléctrica ni como vicepresidente de CAMMESA y terminó como director titular de Termoeléctrica Manuel Belgrano y de Termoeléctrica San Martín.

Un asesor que probablemente junte sus pertenencias en los próximos días es Carlos Morales, quien protagonizó numerosos conflictos en los últimos meses porque fue la persona designada por Eduardo Chirillo para despedir personal en distintas dependencias de Energía.

El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, Carlos Casares, es otro hombre cercano a Rodríguez Chirillo, pero se da por hecho que continuará ya que la flamante secretaria Tettamanti le tiene una alta consideración.

, Redaccion EconoJournal

La petrolera Puma Energy reunió a más de 400 operadores de todo el país en un encuentro en el que se analizaron los planes de crecimiento de la empresa orientados a mejorar la experiencia de los consumidores.

La convención anual de operadores, cuyo lema fue “El futuro es hoy” repasó las principales acciones que la firma desarrolló en la Argentina durante 2024 y los proyectos definidos para el año próximo.

En este marco, Enrique Humanes (VP de Operaciones) destacó las inversiones que este año realizó Trafigura en nuestro país, como la de 25 millones de dólares destinada al Proyecto Derivación que apunta a la renovación del oleoducto desde el sistema troncal de Oldelval hasta la Refinería y permitirá potenciar su capacidad de transporte hasta 24.000 m3 por día y las exportaciones realizadas por un total de 140.000m3 de crudo Medanito, vía Puerto Galván, lo que consolida el punto de exportación en Bahía Blanca.  

Por su parte, Alejandro Stevenazzi, Gerente Comercial de Puma,  presentó los avances de la red, las nuevas aperturas, las tiendas de conveniencia Super 7 y Shop Express, el nuevo modelo de Quiklube para todo lo que es lubricantes, el regreso de Texaco al país de la mano de la firma y las alianzas gastronómicas con Burger King, Starbucks, Dean & Dennys, Havanna y Valenti, para ofrecer productos premium a sus visitantes.

La jornada

En el encuentro, Stevenazzi precisó que “para cuando concluya este año se habrán renovado 250 estaciones de servicio de todo el país, con mejoras en las playas de carga y sus tiendas, para ofrecer una experiencia superior basada en el confort y la modernidad, con una amplia variedad de servicios y una gran propuesta gastronómica de excelente calidad a sus clientes”.

Luego, Lucas Smart, gerente de Marketing, dio detalles sobre el gran crecimiento de Puma Pris que ya tiene más de un millón de clientes en la región, un resultado muy positivo ya que cumplió sólo dos años desde su lanzamiento.

Al respecto, Smart destacó que “los operadores tienen un rol fundamental en el crecimiento de la app ya que son sus principales impulsores al reconocer que esta herramienta les permite fidelizar a sus clientes y también, atraer a nuevos”.

La app forma parte de la estrategia integral que tiene la compañía de digitalizar sus operaciones e innovar en la prestación de sus servicios para brindar una mejor experiencia, porque el cliente además de obtener beneficios económicos puede abonar de una manera rápida y segura.

Por último, se entregaron los premios del Programa Compromiso a los operadores que quedaron en los primeros tres puestos de cada área y que ganaron, entre otras cosas, un viaje a París, ciudad donde comenzó el Dakar en 1978, competencia en la que Puma Energy tradicionalmente está presente. El Programa apunta a garantizar la excelencia de la operación y posee un sistema que permite evaluar la performance de los operadores y optimizar procesos.

, Redaccion EconoJournal

María Tettamanti fue designada este jueves al mediodía como nueva secretaria de Energía en reemplazo de Eduardo Rodríguez Chirillo, que deja el cargo después de una pálida gestión que se fue deshilachando con el tiempo. Tettamanti, un economista con más de 25 años de experiencia en la industria de gas natural, llega a la cartera energética del gobierno de Javier Milei con el visto bueno del ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, y del coordinador de Energía y Minería dentro del Palacio de Hacienda, Daniel González.

Tettamanti integró el año pasado el equipo de asesores energéticos de Patricia Bullrich cuando la actual ministra de Seguridad cayó en la carrera presidencial con el líder de La Libertad Avanza (LLA). Ese equipo era coordinado por el ex secretario de Energía Emilio Apud que, sin embargo, no contó con los avales necesarios —fue vetado por algunos funcionarios del gobierno— para ser una opción concreta para reemplazar a Chirillo.

Tettamanti construyó además una relación con José Luis Espert, titular de la comisión de Presupuesto de la Cámara de Diputados, y hombre de confianza del líder libertario, asesorándolo en los últimos dos años durante distintos temas de agenda energética. Al menos hasta fines del año pasado, Tettamanti no tenía un vínculo personal con el Mauricio Macri, por lo que es incierto pensar que el ex presidente haya sido su principal sponsor en la llegada a la Secretaria de Energía.

La nueva titular de Energía viene de desempeñarse en NRG Energía, un desprendimiento de NRG, una empresa de servicios petroleros que incursionó en el negocio de generación de energía eléctrica. A su vez, combinaba su tiempo con la administración de un proyecto agropecuario que su familia posee en el interior de la provincia de Buenos Aires. Con pasado en Cammuzi, la empresa donde dio sus primeros pasos en el sector de gas natural y de la que fue geranta general hasta 2023; en Metrogas, donde fue durante años directora comercial, y en otras empresas como Total y Albanesi, Tettamanti analizaba desde hace tiempo la posibilidad de tener un rol en el sector público.

¿Más cambios?

En Economía celebraron su designación. «Es un gran paso en la dirección correcta. María es de primera«, destacó un colaborador del ministro Caputo. En otro despacho oficial adelantaron que llegada de Tettamanti estará acompañada con el arribo de otros nuevos funcionarios en la Secretaría de Energía. Es probable, en esa clave, que Tettamanti quiere nombrar a personas de su confianza en la Subsecretaría de Combustibles Gaseosos y de Petróleo y Derivados, hoy a cargo de Eduardo Oreste y Luis De Ridder, respectivamente. La nueva secretaria de Energía conoce desde hace años a Carlos Casares, interventor del Ente Regulador del Gas (Enargas), por lo que eso podría incidir en su continuidad. Habrá que ver qué sucede con Darío Arrué, titular del ENRE (Ente Regulador de la Electricidad), dado que el gobierno quiere robustecer la gestión en el área de energía eléctrica. También se esperan cambios en Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

La salida de Rodríguez Chirillo no es una sorpresa. El funcionario saliente venía manteniendo diferencias cada vez más evidentes con el ministro de Economía, Luis Caputo, sobre todo en materia tarifaria. Su últim paso en falso fue la suspensión de la audiencia pública para establecer las nuevas tarifas eléctricas para el segmento de transporte, tal como publicó EconoJournal el martes. También mantenía diferencias con Santiago Caputo, figura fuerte del gobierno y asesor principal del presidente Javier Milei.

Economista

Tettamanti es licenciada en Economía por la Universidad Nacional de La Plata y cuenta con un máster en economía de la Universidad del Centro de Estudios Macroeconómicos de Argentina (CEMA). Comenzó a trabajar en el área comercial de Camuzzi Gas Pampeana en 1995. Luego, entre 2004 y 2016, ocupó importantes cargos en el grupo Albanesi y en la petrolera Total Austral. Fue durante muchos años directora comercial en Metrogas y posteriormente en Gas Meridional.

Pero en mayo de 2017 regresó a Camuzzi, empresa que abastece de gas natural a más de dos millones de usuarios en siete provincias: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego. Se retiró en junio de 2023, cuando fue reemplazada por Jaime Barba.

, Redaccion EconoJournal

La empresa de energías renovables 360 Energy anunció la culminación del Complejo Solar La Rioja ubicado en la localidad de Nonogasta de esa provincia, tras las habilitaciones comerciales de los parques solares La Rioja I, La Rioja II y La Rioja III. Se trata de uno de los mayores parques solares del país cuya energía es destinada a contratos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), es decir, dirigido a abastecer a industrias y empresas mediante contratos directos de abastecimiento.

El complejo

Con una extensión de 299 hectáreas, el Complejo formado por tres parques solares contiguos posee una potencia instalada de 122 MWdc y una generación estimada de 300GWh/año, lo que equivale al consumo energético anual de más de 80.000 hogares de una familia tipo en la Argentina.

Con la habilitación de este Complejo de energía eléctrica solar, se evitará la emisión de aproximadamente 130.000 toneladas de CO₂e (dióxido de carbono) a la atmósfera, reduciendo así la huella de carbono de empresas privadas que ya poseen un contrato de compra de energía solar con 360Energy como Stellantis, Acerbrag, Bridgestone, Holcim, Rehau, Estisol, Transclor y Smurfit Westrock, según precisaron.

De acuerdo con lo informado por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), durante el primer semestre del 2024, la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables en la Argentina cubrió un 14.5% de la generación total de energía eléctrica.

El comienzo de operación del Complejo Solar 360Energy La Rioja se alinea a las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDCs) argentinas, derivadas del Acuerdo de París firmado en 2015. Otro hecho que vale destacar es su relación directa con la Ley de Energías Renovables N° 27.191, la cual apunta a que el 20% de la matriz energética nacional provenga de fuentes renovables para 2025, precisaron desde la firma.

La obra

“Con la finalización de esta obra, 360Energy fortalece su posicionamiento como un actor protagonista en el sector de energía solar y de la transición energética del país, contando además con proyectos en desarrollo en Argentina por más de 300MW y en el exterior por más de 500MW”, remarcaron.

La construcción del Complejo Solar 360Energy La Rioja fue financiada a través de Obligaciones Negociables emitidas por 360Energy entre el 2022 y 2024, a partir de las cuales la empresa colocó $100 millones de dólares.  La inversión total requerida para el desarrollo del proyecto, junto con la ampliación de ET Nonogasta Solar, fue de más de US$ 97 millones, ocupó a más de 500 personas de forma directa e indirecta, la mayoría de la provincia de La Rioja, y trabajó junto a más de 60 proveedores de la región.

Características técnicas del proyecto

 – 3.588 filas de seguidores solares Arctech.

– +190.000 paneles bifaciales de 625 Wp Astroenergy y TrinaSolar.

– 463 inversores Huawei.

– 19 centros de transformación.

 – Conexión al SADI a través de la ET Nonogasta Solar 132kV

Al respecto el CEO para Sudamérica de la compañía, Federico Sbarbi Osuna, expresó: «Nos enorgullece anunciar la puesta en marcha de este ambicioso proyecto que engloba a los parques solares 360Energy La Rioja I, II y III. Con la habilitación otorgada por CAMMESA, hemos consolidado uno de los complejos solares más importantes de Argentina destinado al abastecimiento energético de empresas privadas”.

“Este éxito refleja el arduo trabajo, la dedicación y el compromiso continuo de todo el equipo de 360Energy, quienes día a día impulsan nuestra misión de proveer energías limpias y sostenibles”, destacó el ejecutivo.

Recientemente el Grupo automotriz Stellantis – fruto de la fusión de los grupos PSA y FCA – adquirió el 49,5% del paquete accionario de 360Energy Solar S.A. En la actualidad, las compañías se encuentran trabajando conjuntamente en el desarrollo y construcción de proyectos solares para abastecer plantas industriales de Stellantis en Argentina, Brasil México, España e Italia.

, Redaccion EconoJournal

Emergencias, la empresa dedicada a la atención médica extra-hospitalaria, ofrece atención en Vaca Muerta, participará como Sponsor Bronce en el evento AOG Patagonia 2024 que se llevará a cabo del 23 al 25 de octubre en el espacio DUAM, Neuquén Argentina.

Este evento es un punto de encuentro clave para profesionales del sector y la industria. Representa una oportunidad para compartir conocimientos y experiencias. Algunos de los temas destacados que se tratarán durante la exposición son la seguridad, innovaciones para sistemas inteligentes y nuevas proyecciones para el sector.

El evento

Durante el evento, Emergencias presentará sus soluciones 360° tales como salud en sitio, medicina laboral, seguridad e higiene, brigada de rescate y consultoría en habilitaciones médicas.

También se dará el lanzamiento de una nueva propuesta de control para transportistas que incluye la prueba de alcoholemia, drogas y fatiga

Participarán los expertos de la empresa para interactuar con los visitantes, responder preguntas y demostrar cómo las distintas iniciativas están contribuyendo a la salud y el bienestar de la comunidad petrolera.

“Nos entusiasma no solo participar en este evento tan importante, sino también garantizar la salud y bienestar de todos los visitantes y expositores, ya que somos proveedores exclusivos del servicio de salud, comprometidos a ofrecer la mejor atención y cuidado durante los tres días en el evento. Una vez más, esperamos establecer nuevas conexiones y contribuir al avance continuo de la industria en materia de salud y bienestar”, expresaron desde Emergencias.

, Redaccion EconoJournal

El Ministerio de Economía evalúa designar nuevas autoridades en Cammesa para dejar atrás la profunda interna política que atraviesa al organismo encargado del despacho eléctrico. Si bien no hay confirmación oficial, fuentes del sector privado especularon con la posibilidad de que los cambios se concreten en la asamblea anual ordinaria que tendrá lugar este jueves a las 14.30.

Una de las alternativas que se evalúa es ascender al cargo de gerente general a alguno de los directores históricos de la línea técnica de Cammesa. como Eduardo Hollidge, gerente de Coordinación Operativa, o Juan Carlos Trotta, gerente de Administración y Finanzas.

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, ocupa la presidencia de Cammesa y es quien designa al vicepresidente y al gerente general. Sin embargo, el funcionario no pudo imponer su voluntad a comienzos de año para nombrar a Sergio Falzone en ese cargo. “No resulta adecuado para el cargo”, le respondieron en abril por escrito desde la jefatura de Gabinete, desairándolo públicamente.

Finalmente, Mario Cairella fue designado en mayo como vicepresidente con el respaldo del Ministerio de Economía que encabeza Luis Caputo y el economista José Luis Espert. Esa designación no puso fin a la interna porque Cairella no pudo desplazar al gerente general Jorge Garavaglia, que responde a Rodríguez Chirillo. Por lo tanto, desde entonces, hay un conflicto permanente dentro del organismo encargado del despacho.

Luis Caputo evalúa cambios en Cammesa.

De hecho, en agosto Cairella, le envió una carta al secretario de Energía en la que manifiesta su preocupación por “los continuos retrasos del Estado Nacional” y afirma que las partidas presupuestarias fueron “requeridas oportunamente a esa Secretaría de Energía”.

En Economía son concientes de que las internas están afectando la gestión y buscan una salida que ponga fin a los enfrentamientos ya que no sería deseable ingresar al verano con ese nivel de desorden interno en el organismo a cargo del despacho eléctrico. Cammesa tiene influencia de manera transversal tanto en la regulación eléctrica como gasífera y concentra cerca del 70 por ciento de los subsidios.

El 80% de las acciones de Cammesa están en poder de las asociaciones que agrupan a los distintos agentes del mercado mayorista eléctrico (Ageera, Adeera, Ateera y Agueera) y solo el 20% restante lo controla el Estado Nacional a través de la Secretaría de Energía. Esa estructura accionaria facilita que la información sobre lo que ocurre adentro de la empresa circule muy rápido entre los actores del sector privado. De hecho, cuando el Ejecutivo quiere cambiar la conducción de la empresa antes lo consensua los nombres con los accionistas privados. Sin embargo, en esta ocasión no les adelantó nada a las empresas.

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante agosto de 2024 la producción del sector decreció un 8% respecto a julio, con valores negativos en finales agroquímicos y básicos orgánicos. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observó que se mantuvo al mismo nivel; mientras que el acumulado del año reflejó una baja afectada por todos los subsectores, a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.

El Informe elaborado por la Cámara mostró que las ventas locales aumentaron un 5 % intermensual, dada el mayor volumen expresado por algunas empresas. Por su parte, tanto la variación interanual como acumulado del año presentaron caídas en todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos

El reporte de la CIQyP® registró que las exportaciones durante agosto 2024 disminuyeron respecto a julio del mismo año, desfavorecidos considerablemente por los productos básicos orgánicos. En cuanto a la variación interanual también se observa un aumento importante del 35%, favorecido por todas las familias de productos. El acumulado del año creció también en un 31 % ayudado por todos los subsectores salvo los básicos inorgánicos que se mantuvieron estables.

Pequeñas y medianas industrias químicas

La reseña de la CIQyP® destacó que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró en agosto incrementar la producción 8%, las ventas locales un 2% y las exportaciones en un 17% con respecto a julio 2024. Con respecto a la variación anual y la acumulada, tanto la producción como las ventas locales cayeron; pero las exportaciones subieron el 5% interanualmente y el 31% en el acumulado.

En este sentido, el reporte mensual de la CIQyP® destacó que la capacidad instalada del sector durante agosto tuvo un uso promedio del 62% para los productos básicos e intermedios y del 80% para los productos petroquímicos.

Durante agosto de 2024,la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 51% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 35% en las importaciones y positivas del 4,2% en las exportaciones.

Ventas locales

En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante agosto del 2024, alcanzaron los 378 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.465 millones en los primeros ocho meses del año.

“La performance del sector químico y petroquímico está ligado a los parámetros de la economía en su conjunto, mostrando en este reporte una mejora en las ventas, pero con una baja de producción para reducir stocks, seguimos a la espera de un repunte de la economía en general”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Loana Tejero

Cummins, la compañía dedicada a las soluciones de potencia, participará de la nueva edición de la Argentina Oil&Gas 2024 que tendrá lugar en Neuquén del 23 al 25 de octubre. “Cummins Argentina reafirma su compromiso de apostar al país, con inversiones en Neuquén para atender la demanda de servicios, partes, filtros y componentes en sectores como petróleo, gas, minería y otros segmentos industriales”, destacaron desde la firma.

Innovación y liderazgo tecnológico

Cummins ofrece una amplia cartera de soluciones de combustión interna, eléctricas e híbridas, incluyendo productos de filtración, postratamiento, turbocompresores, sistemas de control y generación de energía eléctrica, entre otros.

“Estos productos, diseñados para cumplir con las demandas más exigentes, destacan en la industria de Oil & Gas por su confiabilidad y durabilidad, atributos esenciales en un sector que registra niveles récord de producción en la Argentina”, destacaron.

Entre las soluciones más destacadas para este sector, sobresalen los motores QSK50 y QSK60, con configuraciones V16 que ofrecen hasta 2500 HP y 3000 HP de potencia, respectivamente. Equipados con controles electrónicos autónomos, estos motores brindan un monitoreo completo, lo que garantiza un rendimiento óptimo y eficiente en el consumo de combustible. Además, Cummins proporciona opciones a gas natural, diésel y en modo Dual Fuel, que cubre así las necesidades más demandantes de la industria.

Expansión en Neuquén: soporte estratégico para Vaca Muerta

Cummins Argentina reforzó su presencia en el país mediante la expansión de la Sucursal Neuquén, ubicada estratégicamente en el corazón de Vaca Muerta, una de las áreas más importantes para la producción de gas y petróleo no convencional en el mundo. Esta sucursal duplicó su estructura en 2023, con el objetivo de dar un soporte integral a las empresas de servicios petroleros que operan en la región.

Mariano Casavecchia, Líder de la Sucursal Neuquén, expresó: “Desde Neuquén brindamos apoyo continuo a los equipos aplicados en operaciones de Well Services, con personal técnico altamente calificado las 24 horas, los 7 días de la semana. Este soporte, junto con la confiabilidad de los motores QSK50, permitió aumentar la flota de motores en operación y, por ende, fortalecer nuestra posición en la industria de Oil & Gas. Agradecemos a nuestros clientes por la preferencia de nuestros productos y servicios, y su lealtad con la marca.”

Compromiso

“Cummins Argentina también reafirma su compromiso con el cliente a través de su extensa red de más de 40 dealers distribuidos en todo el país, donde se pueden encontrar piezas y servicios certificados, asegurando una atención personalizada y de calidad”, remarcaron desde la compañía.

La empresa se ha posicionado como un socio confiable para la industria Oil & Gas, al combinar su enfoque en soluciones potentes con una visión clara hacia un futuro más sostenible.

En 2019, la firma lanzó su estrategia ambiental PLANET 2050, un programa integral que incluye nueve objetivos ambientales a cumplir antes de 2030, junto con metas aspiracionales hacia 2050.

“Con presencia en más de 190 países, Cummins Inc. continúa desarrollando tecnologías que responden a las necesidades de un mundo que no se detiene. La compañía sigue siendo un referente global en soluciones de potencia y sostenibilidad, uniendo innovación y compromiso en cada paso del camino”, aseveraron.

, Redaccion EconoJournal

Tristán Socas y Marcelo Corda asumieron hace tres semanas como presidente y vice de la empresa estatal Enarsa con el respaldo del poderoso asesor presidencial Santiago Caputo. Corda, que además se viene desempeñando en los hechos como gerente general de la compañía, promovió la incorporación de Sergio Viana, un ex ejecutivo de Techint con más de 20 años de experiencia en el segmento de construcción de grandes proyectos de infraestructura, con un objetivo bien concreto: ser el nuevo interlocutor de Enarsa encargado de negociar con la empresa china Gezhouba la reactivación de la construcción de las represas de Santa Cruz. El objetivo es volver a ponerla en marcha el 15 de enero, según indicaron a EconoJournal fuentes cercanas a la iniciativa. 

Viana, que tuvo un rol ejecutivo en la instalación de la central hidroeléctrica Caracoles, en San Juan, contratado por la constructora del holding que lidera Paolo Rocca, se reunió la semana pasada con directivos de la UTE integrada por Gezhouba y Eling Energía (ex Electroingeniería) para intentar dar los pasos necesarios para llegar a ese fecha. Lo primero es poder encauzar la negociación para firmar la adenda Nº 12 al contrato original firmado con entidades chinas en 2014, dado que las obras en Santa Cruz permanecen paralizadas desde noviembre del año pasado.

De arriba hacia abajo, de izquierda a derecha, Santiago Caputo, Tristán Socas, Marcelo Corda y Sergio Viana.

Cambio en la negociación

En ese punto se observa un cambio de estrategia: la posición de la gestión de Enarsa liderarada por Juan Carlos Doncel Jones y Rigoberto Mejía Aravena, que asumieron a principios de este año la conducción de la empresa estatal con el respaldo del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, era que el consorcio contratista debía retomar los trabajos mediante la inyección de fondos propios, encapsulando además reclamos del pasado vinculados a readecuaciones de costos y redeterminación de precios del proyecto incial. La UTE Gezhouba-Eling se opuso porque primero pretende que se ordenen administrativamente esos desacuerdos cruzados antes de reactivar los trabajos en la provincia patagónica. La imposibilidad de acercar posiciones llevó a que el proyecto esté virtualmente en un punto muerto desde hace casi un año.

Si bien Doncel Jones y Mejía Aravena siguen integrando la primera línea de Enarsa, la gestión liderada por Socas —un experto financiero que llegó al cargo propuesto por Santiago Caputo y cuenta también con el aval del ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo— apunta a negociar de manera integral parte de cabos sueltos con la intención de acelerar la reactivación de los trabajos.  

“Se percibe un cambio de tesitura en los nuevos interlocutores de Enarsa. Las negociaciones estaban prácticamente empantanadas, pero parece que Socas llegó con la clara instrucción de reactivar la construcción de las represas”, indicó una de las fuentes consultadas. Para reiniciar los trabajo el 15 de enero, las partes deberían firmar la adenda Nº 12 a más tardar el 30 de noviembre. Luego, el gobierno de Javier Milei deberá solicitar formalmente —con el respaldo de Enarsa y de la UTE a cargo del proyecto— el desembolso Nº 7 por unos US$ 500 millones del crédito sindicado por un consorcio de bancos como China Development Bank Corporation, Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) y Bank of China.

Reclamos

Hasta el momento, la UTE integrada por Gezhouba y Eling Energía (ex Electroingeniería) lleva ejecutados obras por unos 1850 millones de dólares, en tanto que el grado de avance de la construcción es de 42% en el caso de la represa Jorge Cepernic y 20% en la represa Néstor Kirchner.

Fuentes privados indicaron que el primer paso es acercar a las partes en cuanto a readecuación presupuestaria equivalente a unos 500 millones que reclama la UTE por el encarecimiento de la obra por fallas en el proyecto de ingeniería diseñado por Enarsa (deslizamientos del sueño rompieron parte de la estructura civil de una de las dos represas) y por la redeterminación de precios con relación al programa de desarrollo original. “Es difícil hablar de cifras porque existen redeterminaciones desde 2018 y a su vez algunos certificados por avance de obras impagos desde el año pasado. Lo importante es que lo que se negocie ahora permite la reactivación y finalización de la obra. Lo peor que nos puede pasar es arrancar y frenar de nuevo”, explicaron allegados directos al proyecto.

Otras fuentes señalaron que Enarsa contaría con documentación oficial para reconocer unos 200 millones de los 500 millones que reclama la UTE, pero no así del resto. Uno de los puntos prioritarios que tendrá Viana es revisar esos números. La nueva conducción que encabeza Socas incluso prevé contratar una consultora privada para evaluar alternativas técnico-económicas para conectar a las represas con el Sistema de Interconexión (SADI), dado que el contrato con Gezhouba-Eling prevé sólo el tendido de una línea de 500 kV hasta la estación transformadora de Santa Cruz. La búsqueda de una consultora externa es a priori una rareza porque Enarsa es accionista con un 50% del capital social de Transener, la principal transportista de energía del país, que perfectamente podría realizar ese estudio.

Mayor poder político

La nueva conducción de Enarsa fue designada directamente por Santiago Caputo, uno de las tres personas con más poder del gobierno de Milei. Por eso, cuenta con un mayor respaldo político y la instrucción expresa de destrabar ese conflicto con China. Incluso en lo doméstico, la negociación es relevante en lo político porque fortalecería la relación entre la Casa Rosada y Claudio Vidal, gobernador de la provincia patagónica, que alineó a los diputados santacruceños con el oficialismo en varias de las votaciones claves que enfrentó en Ejecutivo en el Congreso.

En cuanto a la ventana temporal, la construcción de las represas se realiza por cuestiones climatológicas durante los meses de verano, entre octubre y marzo. Por la falta de avances en la negociación ya se perdió octubre y en el gobierno consideran muy difícil retomar este año, pero la expectativa oficial es que en enero se pueda comenzar a trabajar.

, Nicolas Gandini

Transportadora Gas del Sur (TGS), la compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki y una de las principales transportistas troncales de gas natural del país, celebró su 30º aniversario cotizando en la Bolsa de Nueva York (NYSE). “La cotización en la Bolsa de Nueva York ha sido un pilar fundamental en el acceso de TGS a los mercados internacionales de capitales, lo que ha permitido a la compañía expandir su infraestructura, modernizar sus operaciones y continuar apoyando el crecimiento de Vaca Muerta”, destacaron desde la empresa.

En noviembre de 1994, TGS ingresó al panel con su principal negocio como transportista de gas. Durante estos 30 años, evolucionó y se transformó en una compañía de energía que brinda servicios integrados en toda la cadena de valor del gas natural, uniendo la boca del pozo con los centros de consumo de la Argentina y el mundo, remarcaron.

Bolsa de Nueva York

Desde su ingreso a la Bolsa de Nueva York, la compañía se sostuvo durante 30 años ininterrumpidos cotizando en el panel principal. “Este es un hito que muestra el transparente accionar, la solidez financiera y un crecimiento sostenido, que lo consolidó a TGS como un actor clave en la industria energética regional”, remarcaron desde la transportista.

TGS cuenta con cinco líneas de negocios, una de las cuales fue desarrollada como inversión a riesgo hace seis años en el corazón de Vaca Muerta, la segunda reserva de shale gas del planeta, donde lleva invertidos más de US$ 700 millones y sigue proyectando el desarrollo del potencial energético del país.

 “El recuerdo de aquel icónico momento del Toque de Campana sigue vivo en nuestra memoria y hoy, más que nunca, reafirmamos nuestro compromiso de seguir trabajando día a día por el desarrollo energético de la Argentina y la región. No solo buscamos proveer la infraestructura necesaria, sino que también nos mueve el propósito de contribuir al bienestar de nuestro país», expresó Oscar Sardi, CEO de TGS.

Luego de la celebración en NYSE, TGS realizó “Día de los Inversores”, en el cual hizo una presentación ante representantes de las principales instituciones bancarias internacionales sobre los planes próximos y futuros de la empresa de energía.

, Redaccion EconoJournal

Milicic, la empresa de construcciones y servicios con más 50 años de experiencia, en distintos sectores productivos, participará de la nueva edición de la Argentina Oil&Gas (AOG). Estará presente en el stand 1C-03 en el hall 1 del pabellón del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), donde expondrá los principales desarrollos de Oil & Gas en los que ha contribuido.

“El segmento de Oil & Gas ocupa un lugar relevante en nuestro portafolio.  Desarrollamos actividades principalmente en Vaca Muerta, donde aplicamos nuestra experiencia de más de 20 años ejecutando exitosamente proyectos de conducción de petróleo y gas. Hemos trabajado con los actores más importantes del sector y, desplegamos nuestras capacidades a partir de la base que poseemos en Añelo, Neuquén”, expresó Gustavo Mas, gerente comercial de Milicic.

A su vez, el ejecutivo precisó: “Nuestras fortalezas son el expertise del equipo humano de la empresa y la disponibilidad de moderno equipamiento propio. Con una flota que hemos reforzado este año y nuestra reconocida orientación al cliente, somos una alternativa destacada para tener en cuenta en la implementación de los proyectos más exigentes”.

Proyectos  

Milicic ha comenzado dos proyectos para YPF S.A. Uno consiste en el reemplazo de un tramo del oleoducto de 32 pulgadas entre Puerto Rosales y La Plata, en Buenos Aires, y el otro en la ejecución de acueductos colectores de 32 pulgadas de diámetro, uno para inyección y otro para extracción, en Luján de Cuyo, Mendoza.

También en Luján de Cuyo, Milicic se encuentra finalizando la ejecución de las obras civiles que forman parte del proceso de modernización del Complejo Industrial, como subcontratistas de Técnicas Reunidas de España. Los trabajos estaban relacionados con la mejora de la calidad de combustibles, siendo el proyecto más importante de YPF en el sector de refinación en la Argentina.

“Continuamos trabajando para conseguir nuestra entrada en el negocio de biorremediación, a partir de contar con los permisos vigentes para brindar este tipo de servicio, en la provincia de Neuquén, Río Negro y próximamente en Mendoza. Finalmente, nos mantenemos atentos al avance de los proyectos de construcción de infraestructura de exportación, los cuales presentan gran atractividad para empresas con capacidades para desarrollar grandes iniciativas de infraestructura como Milicic”, agregó Mas.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada comercialmente por Messe Frankfurt Argentina, a lo largo de tres jornadas de la exposición se desarrollará una agenda cargada de actividades donde los principales actores del sector del petróleo y el gas podrán interactuar con operadoras y proveedores, remarcaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

Flow Management Industries, la compañía dedicada al desarrollo de productos y servicios destinados principalmente al sector petrolero, a través de la adquisición de compañías líderes, participará de una de las conferencias que se celebrarán en la nueva edición de la AOG Patagonia que se desarrollará del 23 al 25 de octubre en Neuquén.

Durante la presentación, el CEO de la compañía, Mauricio Sánchez, compartirá la visión estratégica de la empresa, enfocada en el desarrollo industrial y tecnológico para satisfacer la creciente demanda en las regiones de Vaca Muerta y el Norte argentino, según precisaron.

“Daremos a conocer nuestras innovaciones tecnológicas para el sector:  válvulas excéntricas, válvulas lanzadoras y receptoras de scrapper, revestimientos de tubing y productos químicos diseñados específicamente para cada necesidad”, informaron desde la compañía.

La conferencia

El encuentro tendrá lugar el jueves 24 a las 15 horas en la Sala Lanín. “Abordaremos no sólo nuestro recorrido y logros, sino también una mirada hacia el futuro del flujo de la industria en sector energético”, comentaron desde Flow Management Industries.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Regulador de Electricidad (ENRE) suspendió este martes la audiencia pública que el mismo organismo había convocada hace apenas dos semanas para el 5 de noviembre a fin de discutir las propuestas tarifarias de las compañías de transporte de energía eléctrica -Transener, Transba, Transnea, Transnoa, Transcomahe, Transpa, Distrocuyo y EPEN de Neuquén- para los próximos cinco años. La postergación, que fue instruida desde el Ministerio de Economía que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, expone al interventor del ente regulador, Darío Arrué, un funcionario que responde al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, cuya continuidad en el cargo está comprometida, según publicó el domingo pasado el periodista Jorge Liotti en La Nación.

La suspensión de la audiencia pública en la que se iban a publicitar las inversiones que hay que realizar en el sistema de transporte de alta y media tensión causó sorpresa y malestar entre los directivos del sector. «Esta semana estaba previsto una reunión para analizar acciones bajo el paraguas del Plan Verano. Es complicado que el gobierno nos pida que busquemos alternativas para asegurar el suministro en el pico de consumo y al mismo tiempo postergue la discusión por tarifas que se necesitan para mejorar la calidad de la red», explicaron en una empresa. EconoJournal había anticipado el llamado a la audiencia pública para transporte y la convocatoria prevista para distribución.

Desde el gobierno buscaron bajarle el tono a la situación. «No hay nada raro. Las distribuidoras (Edenor y Edesur) no están listas para presentar sus números y queremos que el timing con las transcos (transportistas) coincida«, explicaron allegados al Palacio de Hacienda. Lo concreto es que este martes vencía el plazo para que Edenor y Edesur formalicen la presentación de los requerimientos de ingresos que pretenden tener para los próximos cinco años con vistas a robustecer el sistema de distribución eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Fuentes de las empresas indicaron que estaban en condiciones de presentar la documentación requerida por el gobierno, pero aún así el ENRE postergó por un mes la presentación de la información.

En revisión

El ENRE está solicitando desde hace meses información a las distribuidoras Edenor y Edesur y las empresas reguladas del servicio de transporte de electricidad para avanzar con el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que consiste básicamente en determinar qué tarifas le corresponden a las empresas para llevar adelante un plan de inversiones en las redes eléctricas para cubrir la demanda durante los próximos cinco año. Sobre la presentación de esos números y en base a los costos de Operación y Mantenimiento del sistema, el ENRE determinó este año la rentabilidad que deben percibir las empresas del segmento regulado (transporte y distribución).

Según lo establecido por el organismo, la tasa de rentabilidad para las distribuidoras Edenor y Edesur es de 10,31%, mientras que la de las transportistas es del 10,14%. «En una economía saneada sin inflación y sin saltos cambiarios, la tasa tal vez podría ser más baja, pero en una economía de alta nominalidad como la argentina no es posible», explicaron desde otra compañía eléctrica.

Pero aún así desde la Jefatura de Gabinete, que dirige Guillermo Francos, y el Ministerio de Economía quieren tomarse un tiempo más para revisar mejor los números que venía discutiendo el ENRE con las empresas. Existe una especie de impugnación tácita desde esas dependencias al trabajo realizado por los funcionarios que responden a la Secretaría de Energía.

Texto oficial

En rigor, el ENRE publicó este martes en el Boletín Oficial la resolución 743, firmada por Darío Arrué, interventor del organismo, que establece “dejar sin efecto la convocatoria a audiencia pública para el día 5 de noviembre de 2024” para el sector de transporte de energía, que está regulado al igual que el segmento de distribución. La resolución del ente no aclara por cuánto tiempo se posterga la audiencia pública.

En los considerando, la resolución afirma: “que teniendo en cuenta la positiva reacción de la economía a las acciones implementadas por el Ministerio de Economía, y la notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, resulta razonable y prudente postergar la realización de la audiencia pública hasta la fecha que oportunamente se determine”.

, Roberto Bellato

La petrolera Aconcagua Energía ha sido seleccionada para formar parte del directorio del Pacto Global Argentina para el período 2024-2026. “Este logro no solo resalta su compromiso con la sustentabilidad, sino que también reafirma su posicionamiento en el sector y la continua búsqueda para trabajar articuladamente en el desarrollo de una agenda sostenible”, remarcaron desde la compañía a través de un comunicado.

Además, destacaron que la inclusión en el directorio del Pacto Global Argentina coloca a Aconcagua Energía en un lugar destacado entre las empresas que priorizan los 10 Principios Empresariales fundamentales del Pacto Global clasificados en cuatro categorías: derechos humanos, trabajo digno, protección del medio ambiente y la lucha contra la corrupción; así como también en el trabajo para el cumplimiento de la agenda de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

«Para Aconcagua Energía, es un honor pertenecer al directorio del Pacto Global Argentina. Esta elección refleja y reafirma nuestro compromiso con la agenda de sostenibilidad y la sustentabilidad, y nos motiva a continuar implementando prácticas responsables en material social, económica, ambiental y de gobernanza corporativa en todo nuestro grupo y también generando sinergias con otras instituciones, en el marco de la agenda propuesta por PGNU», afirmó Diego Trabucco, presidente & CEO del grupo quien formará parte del nuevo directorio de la organización internacional.

Grandes empresas

El grupo energético Aconcagua Energía ocupará uno de los lugares titulares de la categoría grandes empresas junto a Renault Argentina, BASF Argentina, Siemens S.A., Scania Argentina SAU y Randstad Argentina; y como miembros suplentes estarán Grupo San Cristóbal, La Segunda Cooperativa y la Empresa Provincial de Energía de Córdoba. También integrarán la nueva gestión representantes de: empresas PYMES, cámaras empresariales o asociaciones, sector académico, de la sociedad civil y otros grupos como gobierno o sindicatos. Cabe señalar que todas las organizaciones que se postularon debieron superar un proceso de debida diligencia realizado por la oficina de Pacto Global en Nueva York.

“Con esta nueva responsabilidad, Aconcagua Energía reafirma su compromiso en implementar y promover prácticas sostenibles en su cultura corporativa, consolidándose como un referente en la industria”, remarcaron.

, Redaccion EconoJournal

En un mundo globalizado donde las operaciones logísticas son el corazón de las cadenas de suministro, la calidad, la seguridad de la información, el cuidado del medio ambiente junto a la salud y seguridad de las personas, son clave para lograr la máxima eficiencia en cualquier industria. En este contexto, la adopción de normas internacionales como las certificaciones ISO son una garantía de cumplimiento normativo, a la vez que generan confianza, mejoran la productividad y abren puertas a nuevos mercados.

Cada vez más empresas del sector logístico están apostando por obtener certificaciones en varios estándares ISO que garanticen la excelencia de sus operaciones. Entre las más valoradas, se destacan la ISO 9001 (Gestión de la calidad), ISO 14001 (Gestión ambiental), ISO 45001 (Seguridad y salud en el trabajo). Empresas como Loginter ya comenzaron a transitar el camino de la múltiple certificación ISO, siendo pioneros en el rubro para la región. “Con un sólido compromiso hacia la mejora continua y la innovación, la compañía ha logrado establecer estándares de excelencia que mejoran sus operaciones y benefician a todo el ecosistema logístico”, destacaron desde la empresa.

En base a esto, Gustavo Torres, director de Operaciones de la compañía, expresó: “Nuestra cuádruple certificación ISO es más que un logro. Es un compromiso con nuestros clientes y colaboradores, permitiéndonos operar con precisión y seguridad, marcando una diferencia en el mercado.  Desde la calidad de nuestros procesos hasta la protección de la información, cada una de las certificaciones nos impulsa a ser más eficientes y responsables”.

 Junto a estas certificaciones, y con el crecimiento del eCommerce y el desarrollo tecnológico, los operadores logísticos comenzaron a manejar grandes volúmenes de datos que necesitan ser protegidos. Así, la información se convirtió en un activo clave, por lo que las compañías con mayor visión de futuro están implementando la certificación ISO 27001 para respaldar su sistema de gestión de la información.

El enfoque sobre esta cuádruple certificación ISO cubre áreas estratégicas dentro de la logística moderna logrando un ecosistema sinérgico por su complementariedad. Las compañías que logran estas certificaciones aseguran un impacto positivo en toda la cadena de suministros.

Fortalecimiento en el ecosistema del supply chain

 Numerosos estudios y experiencias de la industria demuestran que la implementación de certificaciones, como las ISO 9001, ISO 14001, ISO 45001 e ISO 27001, contribuye significativamente a la reducción de interrupciones operativas y al aumento de la eficiencia en las cadenas de suministro.

En resumen, la cuádruple certificación ISO no es solo un estándar, sino una ventaja competitiva esencial para las empresas que buscan liderar y prosperar en el dinámico sector logístico del presente y el futuro

Funcionamiento del ecosistema ISO en Logística

ISO 9001: mejora la calidad de los servicios logísticos, asegurando que los procesos cumplen con las normativas y expectativas de los clientes, lo que se traduce en mayor satisfacción y confianza.

ISO 14001: garantiza que la empresa minimiza su impacto ambiental, optimiza sus recursos y contribuye a la sustentabilidad, un factor cada vez más valorado por clientes y partners.

ISO 45001: la seguridad y salud de los empleados son fundamentales en la logística, y la certificación asegura que las condiciones laborales sean seguras, reduciendo incidentes y promoviendo un entorno de trabajo saludable.

ISO 27001: la seguridad de la información es crucial en la era digital.  La implementación de esta norma asegura que los datos de la compañía, clientes y partners estén protegidos frente a amenazas cibernéticas, fortaleciendo la confianza de los stakeholders y minimizando riesgos financieros derivados de incidentes de seguridad.
, Redaccion EconoJournal

El Congreso sobre Descarbonización del sector de Oil&Gas (DECARBON 2025) reunirá a los referentes de la industria a fin de que puedan compartir sus puntos de vista y la experiencia de las empresas sobre el uso de herramientas avanzadas para descarbonizar las operaciones. Entre los temas del Congreso se destaca el mantenimiento predictivo. La jornada, organizada por BGS Group, se celebrará en Berlín, Alemania, los días 10 y 11 de febrero de 2025.

En los últimos años, la tecnología ha avanzado lo suficiente como para desarrollar soluciones que optimicen el mantenimiento en las operaciones de la industria del Oil&Gas. Una de estas soluciones es el mantenimiento predictivo, el cual se implementa ampliamente en las operaciones de las empresas para minimizar las fallas y reducir el consumo de energía.

Por ejemplo, BASF, que está en la lista de participantes de DECARBON 2025, utiliza mantenimiento predictivo e inteligencia artificial para apoyar la neutralidad climática y una economía circular calculando automáticamente las huellas de carbono específicas de cada producto o mejorando la gestión de las cadenas de valor. La empresa también desarrolló una aplicación para predecir y reducir reparaciones y fallas no planificadas, y optimizar la coordinación de los procesos de mantenimiento y producción.

La jornada

Para compartir la experiencia de las empresas en la implementación de tecnologías de mantenimiento predictivo para descarbonizar las operaciones, representantes de EPC, compañías de Oil&Gas, refinerías y proveedores de servicios se unirán a la mesa redonda el primer día de DECARBON 2025. Se trata de una sesión a puertas cerradas, con número limitado de participantes, que se centrará en debates entre el público y los ponentes. La conversación tendrá foco en la prevención de fallas de activos con IA, ML, VR, AR, así como herramientas avanzadas de control y monitoreo, optimización del mantenimiento planificado, medición de datos y gestión de análisis.

Uno de los ponentes de esa jornada, Christian Gärtner, director general de MIYAWAKI, presentará un software diseñado para gestionar redes de vapor. Este software puede reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero mediante la realización de auditorías de la red de vapor. El análisis de los datos revela el alcance de la pérdida de vapor actual y en curso. Esto incluye no sólo la cantidad de vapor perdido, sino también el impacto financiero asociado, las consecuencias ambientales y el rendimiento general del sistema. Junto a Christian Gärtner en la mesa redonda, director general de la empresa HAPTICA, Giuseppe Tussiwand, compartirá los resultados del rendimiento y la integridad de las tuberías mediante sensores digitales «strap-on».

El Congreso es una plataforma para que los tomadores de decisiones y los especialistas técnicos experimentados de la industria del Oil&Gas amplíen la red profesional y trabajen juntos en un futuro descarbonizado.

Quienes deseen ser parte de la conversación podrán hacerlo completando este formulario de registro. 

, Redaccion EconoJournal

El gobierno quiere definir esta semana los detalles finales de la reglamentación del artículo 6 de la Ley 17.319, el corazón de la histórica ley de Hidrocarburos, que fue modificado a partir de la sanción de la Ley Bases a mediados de año. Al igual que cuando se discutió la redacción del artículo en cuestión en el Congreso, una instancia que generó una fuerte disputa hacia dentro de la industria petrolera con posiciones encontradas entre el bloque de productores no integrados de petróleo y algunas refinadoras, el Ejecutivo intenta encontrar una versión final de la reglamentación que medianamente cubra las expectativas de los diferentes actores del sector.

El artículo 6 es clave porque es el que establece cuándo —y cuánto— el Estado puede intervenir el Estado sobre los precios locales del crudo. Tal como quedó redactado en la Ley 27.742 (Bases), su redacción es ambigua porque si bien establece que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno”, a renglón seguido advierte que “los permisionarios, concesionarios podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, (aunque) sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía”. “El efectivo ejercicio de ese derecho estará sujeto a la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo”, aclara la norma. De ahí la importancia del texto que funcionarios del Ministerio de Economía y de la Jefatura de Gabinete terminarán de definir en estos días.

Según indicaron fuentes oficiales a EconoJournal, el gobierno no quiere establecer una liberación total del mercado —que implicaría que el precio interno del crudo fluctúe en la misma dirección y velocidad que la cotización internacional— que luego no esté en condiciones de cumplir en la práctica. La visión de Daniel González, viceministro de Energía y Minería, que en el pasado fue CEO de YPF, aporta pragmatismo en ese punto. Desde esa óptica, no tiene sentido prometer la libre exportación de hidrocarburos si, frente a un eventual salto discreto del negocio petrolero —tanto por un encarecimiento repentino del crudo a nivel global como por una eventual depreciación marcada del tipo de cambio—, el Ejecutivo no estará en condiciones de trasladar esa variación al precio de los combustibles en el surtidor.

“Se está trabajando en un texto balanceado, que apuntará al libre mercado, para lo cual se eliminarán los cruces discrecionales de buques de exportación de petróleo (un esquema fijado por la resolución 241/2017 de la Secretaría de Energía), pero que al mismo tiempo precisará en qué casos se podrán objetar exportaciones de crudo para asegurar el suministro local de petróleo y derivados”, explicó una de las fuentes consultadas.

Mecanismo

La reglamentación detallará cómo funcionará el proceso para que las empresas refinadoras puedan objetar un contrato de exportación de petróleo presentado por una compañía productora. Las primeras tendrán un plazo de 30 días para hacerlo y deberán fundar técnicamente su planteo. De alguna manera, el cambio en la redacción del artículo 6 incluido en la Ley Bases buscó invertir la relación de fuerzas entre unos y otros. Si durante décadas fueron las refinadoras quienes tenían la prioridad y el poder para intervenir y limitar el comercio exterior de petróleo, el gobierno de Javier Milei quiere que a partir de ahora la norma sea que las compañías productoras pueden vender sin restricciones su producción en el mercado externo y que sean las refinadoras las que tengan que justificar en qué casos excepcionales el Estado debe bloquear un permiso de exportación.

“La idea es definir un mecanismo de cobertura frente a una situación de shock que imposibilite trasladar de un momento a otro el precio internacional a los surtidores locales”, explicó un funcionario que trabaja en la redacción final de la reglamentación.

, Nicolas Gandini

BRISA Salud & Bienestar, la empresa especializada en la promoción de la salud que provee servicios de salud a la industria hidrocarburífera en distintos puntos del país, desarrollará el 31 de octubre y 1 de noviembre próximos la octava edición del Congreso BRISA de Enfermería. Se trata de una convocatoria para la capacitación profesional de primer nivel, al que podrán acceder, en forma virtual y gratuita, todos los enfermeros de Argentina y de Latinoamérica.

Esta nueva edición –que tiene la particularidad de ser articulada junto con la Fundación Enfermeros Protagonistas-, lleva el lema “Comprometidos con la excelencia en el cuidado de la salud”. Es por eso que contará con la participación de conferencistas nacionales e internacionales de renombre y tendrá como finalidad:

Ofrecer un punto de encuentro para la enfermería de la región compartiendo temas de actualidad para la disciplina.

Brindar un espacio para el aprendizaje de prácticas basadas en evidencia e innovaciones para los mejores cuidados de salud.

Compartir experiencias en el área del bienestar de la salud y la utilización de las nuevas tecnologías en el proceso de cuidado de las personas y la familia.

Reconocer la investigación en enfermería y sus resultados como elemento clave para un cuidado de calidad basado en la mejor evidencia disponible.

Se articularán también mesas de diálogo que apuntarán a complementar la formación profesional en el ámbito de la de salud, con el cuidado integral y la cultura.

“Enfermeras y enfermeros cumplen un papel vital en el funcionamiento del sistema de salud, tanto en el aspecto técnico como en el humano. Ellos enfrentan cotidianamente desafíos de su actividad de manera íntegra y con profesionalismo para lo cual requieren la capacitación continua y potenciar sus habilidades blandas las que le posibiliten ser mejores personas. Es aquí donde tenemos puesto nuestro objetivo, en promocionar la salud y concientizar el bienestar general”, destacó la doctora Leila Cura, presidente de BRISA Salud & Bienestar.

El Congreso

La edición 2024 del Congreso estará presidida por la enfermera Macarena Hernández, colaboradora de BRISA. El evento posee para este año cinco ejes temáticos: “Bienestar”; “Investigación en enfermería”; “Liderazgo en enfermería”; “Práctica profesional y cuidados de calidad”; e “Innovaciones y mejoras en el cuidado de la salud”. Las inscripciones se encuentran abiertas en el sitio https://brisaenfermeros.com/congreso/inscripciones.html

BRISA es una compañía argentina de salud nacida en 2011 que se especializa en la gestión integral de programas, campañas y eventos de salud para el ámbito privado y corporativo, fortaleciendo la profesión y la formación de los profesionales en su labor cotidiana. Con estos ejes estratégicos se impulsa este nuevo Congreso que, a partir de la modalidad virtual y el carácter gratuito, posibilitan el acceso a los profesionales de la región latinoamericana, en un camino para democratizar las oportunidades educativas. Todos los participantes que hayan completado la asistencia recibirán al finalizar el correspondiente certificado.

La primera edición del congreso se llevó a cabo en 2018, convirtiéndose en un ámbito propicio para la capacitación profesional de los enfermeros. Desde entonces, fue expandiendo notablemente su llegada y su aporte concreto, en especial a partir de la virtualización del evento a raíz de la pandemia. La edición 2023 marcó un récord de 21.000 asistentes, cifra que ya fue superada este año, considerando que al momento hay más de 23.000 inscriptos.

, Redaccion EconoJournal

La construcción de nuevos proyectos de generación eléctrica a gas natural demandaría una mayor inversión en los próximos años debido a la alta demanda global de turbinas a gas. Hace tiempo que el dato corre entre las compañías interesadas en construir nuevos proyectos, que además ven en las demoras del gobierno para concretar la reforma del mercado eléctrico otro factor a considerar en la adquisición de turbinas a precios más razonables, según pudo saber EconoJournal.

El mercado global de turbinas a gas se encuentra en un momento de estrés debido a una elevada demanda y una capacidad de fabricación limitada por una serie de factores. La situación comenzó a ser visible al menos para las generadoras locales que participaron de la convocatoria de Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf), una licitación por la que el año pasado se adjudicaron contratos por 3340 MW de nueva potencia pero que finalmente fueron anulados por la Secretaría de Energía a mediados de este año.

Lejos de normalizarse el abastecimiento, los plazos de entrega son cada vez mayores. “Los tiempos de entrega están más largos que al momento de la TerConf, que ya se veía algún indicio de esto, no está sencillo”, admitió un gerente de una las principales generadoras del país consultado por este medio y que pidió reserva de nombre.

Los principales fabricantes de turbinas por market share, General Electric, Siemens Energy y Mitsubishi, han informado la situación en conversaciones con las generadoras. «Los tiempos estándar de entrega de una máquina se fueron a 16, 18 meses, dos años, dependiendo de algunas variedades», añadió la fuente consultada.

Con la oferta estresada, las generadoras se verían empujadas a pagar un costo para liberar máquinas ya vendidas a proyectos en otros países, redundando en un mayor costo final en proyectos térmicos. No obstante, hoy no hay proyectos adjudicados en el mercado argentino debido a la decisión de la Secretaría de Energía de anular la licitación TerConf bajo la pretensión de avanzar en una reforma del mercado eléctrico para liberar la contratación de nueva potencia entre clientes y generadoras, un proceso signado por la lentitud desde que fuera formulado por el secretario Eduardo Rodríguez Chirillo.

«El tema es que hasta que eso suceda, con estos lead times, hoy no tenes un proyecto medianamente puesto con los tiempos razonables en menos de tres años, dos años y medio, con alguna cosa rápida, de TG a ciclo abierto, a menos que consigan estas máquinas medio de oportunidad con otros precios, que ahora te vas a dos años», concluyó la fuente sobre los planes del gobierno.

Demanda global

En cualquier caso, la variable fundamental a atender será la evolución del mercado global de turbinas en los próximos años, cuya demanda se proyecta robusta. Datos relevados por la consultora británica GlobalData muestran que a nivel mundial se están construyendo 132 GW de generación a gas y hay en carpeta otros 416 GW a construir. A modo de comparación, en los últimos cinco años se construyeron 153 GW a gas en todo el mundo.

Las regiones que más proyectos están construyendo son el Asia Pacífico (67 GW), Medio Oriente y África (27 GW) y Europa (18 GW), mientras que en Norteamérica se están construyendo 16 GW y en Sudamérica y Centroamérica unos 7 GW.

En la región, se espera que Brasil llame prontamente a una licitación para construir nueva capacidad para ser entregada entre 2027 y 2030. «La planificación ya apunta a la necesidad de duplicar el parque térmico hasta 2031. Hoy tenemos 20 GW, desgraciadamente tendremos que duplicar el parque térmico por los efectos del clima«, dijo el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira.

Entre los fabricantes, Siemens Energy subrayó la importancia del negocio de turbinas a gas en los resultados obtenidos en el segundo trimestre de este año. “Este mercado de electricidad en rápido crecimiento requiere una amplia gama de nuestros productos. Especialmente nuestros negocios de redes y turbinas a gas se benefician de este impulso«, dijo el Presidente y CEO de la compañía, Christian Bruch. Alemania finalmente aprobó este año el financiamiento de nuevos proyectos de generación a gas por 10 GW.

Guerra de Ucrania

Un factor que esta gravitando sobre el negocio de turbinas es la invasión de Rusia a Ucrania. Las disrupciones y los cambios en las cadenas globales de suministros a partir de las sanciones económicas contra Rusia y la creciente demanda de aceros especiales por parte de los fabricantes de equipamientos bélicos han afectado los tiempos de entrega e incluso están modificando el negocio.

Por caso, Rusia aceleró a partir de la guerra el desarrollo de turbinas a gas de fabricación nacional. Recientemente, el presidente Vladimir Putin celebró el ingreso en operación de la primera turbina doméstica de alta capacidad, en la central eléctrica de Udarnaya, en el sur de Rusia. La máquina de 110 MW de potencia fue diseñada y fabricada por la compañía estatal rusa Rostec. Otro fabricante ruso, Power Machines, también esta desarrollando turbinas domésticas.

China también esta priorizando el desarrollo de turbinas propias. La empresa China United Gas Turbine Technology esta culminando el lanzamiento de una turbina de alta potencia Clase F de 300 MW, con una primera unidad que acaba de ser activada por primera vez en una sala de pruebas en Shangai. «Este encendido exitoso es otro hito después del lanzamiento del primer prototipo en febrero, avanzando oficialmente el programa a pruebas y validación de máquina completa», celebró el ministro de Industria y Tecnología de la Información de China, Jin Zhuanglong.

, Nicolás Deza

Figueroa pidió a los empresarios ser construir sustentabilidad social garantizando el financiamiento de obras.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, destacó la potencialidad energética de la provincia y aseguró que la prioridad de su gestión será encarar obras de infraestructura. Además, enfatizó en que la industria hidrocarburífera debe enfocarse en la sustentabilidad social. El mandatario expuso en el panel Impulsar el futuro: incorporación del Cono Sur a la economía energética global realizado en el evento El futuro de los negocios en el Cono Sr de América Latina, que organizó Puente Economist Impact, junto a empresarios y referentes de distintos sectores de la economía. “Estoy acá porque quiero que el neuquino viva mejor. Tenemos que  generar confianza, inversiones y  una economía que aporte al país«, remarcó. 

«Neuquén está focalizada en ordenarse para redistribuir oportunidades», dijo en el discurso. Con la mirada puesta en generar nuevas inversiones, destacó el compromiso de la provincia en el pago de su deuda y agregó que “somos una provincia con alta calificación”.

Luego anunció que la semana que viene viajará a Londres y en noviembre a Nueva York para “mostrar las bondades de Neuquén, obtener mayor financiamiento y que nos califiquen mejor”.

Sin hacer críticas al Gobierno nacional, el gobernador neuquino agregó que “todo el financiamiento lo estamos volcando a infraestructura” y, en este marco, anunció que en el Presupuesto 2025 se proyectan 700 millones dólares para obras, “además de cancelar las deudas”.

En línea con lo ya había planteado en la Mesa Vaca Muerta, agregó  que “en la sustentabilidad social la industria está colaborando mucho porque cada habitante entiende que el desarrollo va de la mano de crecer juntos y del cuidado del ambiente”.  Desde su asunción, el mandatario les solicitó a las compañías petroleras que financien rutas y obras clave de infraestructura como gasoductos o redes de agua, ante la caída de fondos nacionales. De esta forma, su gestión busca consolidar una sinergia con el sector privado que permita cubrir ese bache.

GNL en Río Negro

Figueroa se refirió a la potencialidad que representa Vaca Muerta en el mercado de gas y dijo que es necesario “monetizar y reinvertir bien”. “Tenemos que trabajar con Bolivia y Brasil. Para esto nos tenemos que sentar en una mesa, juntos transformar la Argentina en una potencia y conquistar otros mercados. Es fundamental realizar la planta de GNL en Río Negro con inversiones de distintas empresas”, sostuvo el gobernador.

Luego destacó que el mercado europeo tendrá demandas  más exigentes por lo que consideró “fundamental que el gas que sale desde Río Negro sea net zero. La industria es nuestra socia. Si le va bien, nos va ir bien en la provincia”, dijo.

Adhesión al RIGI

Por otro lado, Figueroa reiteró que la provincia adherirá al RIGI una vez que se cumpla con la reglamentación de la Ley de Hidrocarburos y agregó que elevará conjuntamente el proyecto Invierta Neuquén con incentivos a sectores como el turismo, la producción de alimentos, centros de procesamiento de datos o Inteligencia Artificial y que permitirá acceder a montos menores de inversión.

En este sentido, sostuvo que hay más de 2.000 pymes que trabajan en Vaca Muerta y afirmó que “les vamos a ofrecer ventajas para que trabajen en Neuquén. Con esta base, desde el Estado vamos a generar que el neuquino esté mejor. Esta generación asumió un desafío,  tenemos una oportunidad y no la vamos a desaprovechar”.

, Laura Hevia

El Argentina-Texas Energy Summit 2024 se celebrará el próximo 22 de octubre en el hotel Hilton Garden Inn de Neuquén capital y reunirá a los máximos referentes de la industria energética. Este evento, que pone el foco en el sector energético, se desarrollará bajo el lema «El salto exportador de Vaca Muerta: la alianza EEUU – Argentina como motor de crecimiento» y tiene como objetivo fortalecer los lazos entre Argentina y Texas, dos regiones clave con algunas de las mayores reservas no convencionales de petróleo y gas del mundo.

Organizado por la Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC) en colaboración con el Energy Workforce and Technology Council de Estados Unidos, el evento forma parte de una misión a Vaca Muerta que busca atraer inversiones extranjeras hacia el sector de Oil & Gas en Argentina. Esta misión comercial ha generado gran interés entre empresas estadounidenses que consideran a Vaca Muerta como una oportunidad estratégica para nuevos proyectos y alianzas.

La delegación empresarial estadounidense, encabezada por el Energy Workforce, visitará el yacimiento de Pan American Energy el lunes 21 de octubre, mientras que el martes 22 participará en una ronda de negocios, anticipando las discusiones del Argentina-Texas Energy Summit.

La jornada

La edición de este año contará con la participación virtual del embajador de Estados Unidos en Argentina, Marc R. Stanley, y con la presencia de destacados referentes del sector energético y gubernamental, como el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck; Horacio Marín, chairman y CEO de YPF, y altos directivos de operadoras claves en la cuenca neuquina.

El evento comenzará a las 13:45 horas con el proceso de acreditaciones, para luego dar inicio a las 14 horas a la primera de las cuatro secciones temáticas de la jornada. La apertura incluirá discursos de bienvenida de la ATCC, así como una disertación de Tim Tarpley, presidente del Energy Workforce and Technology Council; y Sebastián Borgarello, VP & Global Head of Energy Consulting de S&P Global.

Speakers

La segunda sección, titulada Midstream/Oilfield Services, contará con la participación de Jorge Vidal, managing director para ABC de SLB; Daniel Ridelener, CEO de TGN; Oscar Sardi, CEO de TGS; y Gabriela Aguilar, Vicepresidenta de LATAM en Excelerate Energy.

En la tercera sección, enfocada en Operators, hablarán Horacio Marín, chairman y CEO de YPF; Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción de Tecpetrol; y un representante de Pan American Energy, aún por confirmar.

La última sección del evento estará dedicada a los referentes gubernamentales, con intervenciones de Rolando Figueroa, gobernador de Neuquén; Alberto Weretilneck, gobernador de Río Negro; Jimena Latorre, ministra de Energía de Mendoza; Ignacio Torres, gobernador de Chubut, y la posible participación del secretario de Energía de la Nación, Eduardo Chirillo.

El cierre del evento, minutos antes de las 19 horas, estará a cargo de la ATCC, seguido de un cocktail y espacio de networking, donde los participantes tendrán la oportunidad de continuar impulsando sinergias entre los sectores gubernamental, comercial y operativo, fortaleciendo la colaboración entre Argentina y Texas.

, Redaccion EconoJournal

YPF Luz, la compañía de generación eléctrica controlada por el Estado, anunció el resultado de colocación de un bono en el mercado internacional por US$ 420 millones, con vencimiento a ocho años con un cupón de 7,875% y un rendimiento de 8,20 por ciento.

“La demanda por esta nueva obligación negociable superó todas las expectativas, donde los inversores internacionales y locales sobresuscribieron las órdenes por más de cuatro veces, con un libro que superó los 1.600 millones de dólares”, destacaron desde la empresa a través de un comunicado.

El monto obtenido será aplicado a la cancelación total anticipada del bono internacional en circulación por US$ 400 millones emitido en 2019, que vencía en julio 2026 a una tasa del 10,25%. “De esta forma la compañía logró mejorar el perfil de vencimientos de su deuda, extendiendo la vida promedio y reduciendo en más de 2% su tasa de interés”, precisaron.

Bono

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “Estamos muy orgullosos con los resultados de esta nueva emisión internacional de YPF Luz. Es un nuevo reconocimiento del mercado a la estrategia de la Compañía, con un rumbo claro y sostenido en el tiempo”.

El ejecutivo de la compañía expresó que “el respaldo de los inversores nos permitió alcanzar una de las tasas más bajas del mercado argentino y mejorar sustancialmente el perfil de deuda de la compañía. Agradezco especialmente a todo el equipo de YPF Luz que hace posible estos resultados”.

Los bancos y entidades financieras que participaron fueron las siguientes: colocadores locales en la emisión fueron: Banco Santander Argentina S.A., Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., SBS Trading S.A., Balanz Capital Valores S.A.U y TPCG Valores S.A.U. Como colocadores internacionales y joint bookrunners, actuaron: Citigroup Global Markets Inc., Itaú BBA USA Securities, Inc., Santander US Capital Markets LLC y J.P. Morgan Securities LLC.

La información para inversores se encuentra disponible aquí.

Inversiones

Este mes la empresa comenzará con la construcción de un nuevo parque solar con el objetivo de aportar energía renovable y competitiva a las industrias y empresas del país, a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). Se trata del Parque Solar Fotovoltaico “El Quemado 1”, que estará ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, a 53 kilómetros de la ciudad capital, y a 13 de la localidad de Jocolí.

Su puesta en marcha se estima para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses. La inversión estimada es de US$ 170 millones para la primera etapa.

Además, YPF Luz también se encuentra trabajando en diversas soluciones energéticas para abastecer a proyectos mineros en el noroeste del país y poder llevar energía renovable al sitio donde vayan a operar las mineras. Es por esto que se encuentran trabajando sobre el Proyecto Puna.

Se trata de una iniciativa que tiene como objetivo la interconexión eléctrica en alta tensión de proyectos mineros y comunidades del sector cordillerano de Salta y Catamarca. Será una red de 300 kilómetros de extensión que tendrá una capacidad de 300 a 500 megavatios. Su construcción comenzaría a principios de 2025 y estaría operativa en 2027. El proyecto demandará una inversión de más de US$ 400 millones.

, Redaccion EconoJournal

“Desde Shell estamos siempre explorando las oportunidades de optimizar nuestro portfolio. Pero por política de la compañía, no hacemos comentarios sobre actividades o acuerdos comerciales potenciales”, aseguró la petrolera luego de que el gobierno dejara trascender que YPF estaría por firmar un acuerdo con la multinacional angloholandesa para exportar el 30% del Gas Natural Licuado que produzca en las próximas décadas. Shell es una de las dos petroleras multinacionales con mayor actividad en Vaca Muerta junto con Chevron.

La escueta declaración llegó en respuesta a la declaración del jefe de Gabinete Guillermo Francos, quien el martes filtró la supuesta negociación a la prensa durante un acto de la Unión Industrial Argentina realizado en Córdoba. “En las próximas horas se suscribiría un Memorando de Entendimiento (MOU) con una de las compañías petroleras más importantes del mundo, lo que implicaría un ingreso total de U$S 140.000 millones para la Argentina en un plazo de dos décadas”, sostuvo el funcionario.

La petrolera Shell fue muy cautelosa sobre la negociación con YPF.

“Esta empresa puede comprar un tercio de las exportaciones de gas de Argentina, que equivalen a unos U$S 7.000 millones anuales por 20 años, lo que garantizaría una enorme estabilidad financiera para el país”, destacó también Francos. En off the record se filtró luego desde el propio gobierno que la petrolera con la que se negocia es Shell y, según pudo averiguar EconoJournal, la carta de intención se firmaría el miércoles de la semana próxima.  

La información llamó la atención en el sector porque este tipo de negociaciones corporativas suelen manejarse con el máximo hermetismo y recién se anuncian cuando el acuerdo está cerrado.

En este caso la filtración sorprende todavía más porque YPF anunció a fines de julio la decisión de construir junto a Petronas la planta de exportación de GNL en la localidad rionegrina Punta Colorada, modificando la localización original, y unos pocos días después trascendió que la firma de Malasia tomó la decisión de bajarse del proyecto, lo que significaría un paso atrás para la petrolera comandada por Horacio Marín y para el gobierno en general.

¿Cuál es el objetivo de anunciar ahora cifras sobre un posible acuerdo que recién está empezando a discutirse? Además, hay que tener en claro que lo que se está terminando de acordar es solo un Memorando de Entendimiento, una especie de paraguas muy genérico que no implica ningún compromiso concreto y simplemente les da luz verde a las partes para comenzar a evaluar oportunidades de negocio conjuntas.  

, Redaccion EconoJournal

Tecpetrol planea construir una planta modular de 4 MTPA con miras a ampliarla hasta los 20 MTPA.

NEUQUÉN.- Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, está cerca de anunciar su propio proyecto de Gas Natural Licuado (GNL). Será la tercera productora argentina de gas que oficializa su intención de instalar una unidad de licuefacción de GNL en el país. Se sumará así a YPF y a Pan American Energy (PAE) que lanzaron iniciativas por separado para exportar gas desde Río Negro. Tecpetrol, por su parte, está finalizando los trabajos de ingeniería para definir la locación de una planta modular en las costas argentinas con una capacidad inicial para producir 4 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL.

Fuentes privadas al tanto del emprendimiento indicaron a EconoJournal que se trata de un proyecto “enteramente onshore” —es decir, en tierra— que implicará la construcción de una planta modular ampliable. Tecpetrol trabaja en la iniciativa desde hace un año y medio de estudio con un estricto hermetismo. En la actualidad, la compañía del holding que lidera Paolo Rocca se encuentra en la etapa de Front End Engineering Design (FEED) de la planta de licuefacción, lo que implica el diseño de la ingeniería de las instalaciones con su proyección a futuras ampliaciones. Según el cronograma previsto, la etapa de ingeniería estará finalizara a mediados de 2025. En ese momento, Tecpetrol deberá tomar la decisión final de inversión o Final Investment Decision (FID).

La compañía piensa en un modelo de tipo ‘parque industrial‘ que permitiría el ingreso de otras empresas interesadas, lo que habilitaría una ampliación de la planta mediante nuevos módulos hasta alcanzar una capacidad de licuefacción de 20 MTPA. El objetivo es compartir instalaciones, ductos y el puerto con todas aquellas compañías que quieran ingresar, explicaron las fuentes consultadas.

En cuanto a la infraestructura de transporte desde Vaca Muerta, Tecpetrol proyecta en principio utilizar gasoductos adicionales integrados al sistema para luego sumar gasoductos dedicados, dependiendo de los volúmenes de exportación.

Bahía Blanca, con más chances

En cuanto a la ubicación de la planta de GNL, fuentes que participan del proyecto indicaron que actualmente “están en estudio diferentes locaciones”, aunque consideraron que Bahía Blanca “tiene las mejores condiciones en tierra más adecuadas para el tamaño de una planta de estas características”.

 “Estamos hablando de un proyecto enteramente onshore. Para esto Bahía tiene muchos servicios. La desventaja que tiene es el tráfico, pero en tierra no hay un requerimiento de anclaje de barcos”, afirmaron. Sobre este punto, el proyecto de Tecpetrol tiene una diferencia sustancial con el Argentina LNG que impulsa YPF o la iniciativa de PAE con Golar, dado que ambas contemplan, en una primera etapa, la licuefacción en unidades flotantes (FLNG).

Aún así, Tecpetrol aún no descarta la alternativa de radicar su proyecto en las costas de Río Negro como YPF y PAE.

En 2023 Tecpetrol superó los 24 millones de metros cúbicos diarios de producción de gas en Fortín de Piedra.

Sumar voluntades

Las fuentes consultadas indicaron que el proyecto de Tecpetrol podría integrarse con alguno de los dos proyectos antes mencionados. Dependerá, en última instancia, de cómo evolucionan esos proyectos.

“Si aparece un proyecto superador en el medio, se pueden sumar voluntades porque es para varios jugadores. Está pensado en el contexto de Argentina que quizás no se puede reunir la plata para arrancar con 20 MTPA. Se arranca con 4 MTPA y de ahí se va creciendo”, indicó un técnico que participa del proyecto.

Para Tecpetrol, las exportaciones de GNL se complementarían con los envíos de gas a Brasil, dependiendo de si logra viabilizar la exportación a través de los gasoductos Norte y Juana Azurduy, bypasseando Bolivia; una alternativa que está atada a la decisión de las autoridades gubernamentales de ese país y de las tarifas de transporte que determine YPFB, la petrolera estatal del país del Altiplano.

En caso de poder avanzar, Tecpetrol ya cuenta con la autorización de la Secretaría de Energía para exportar 1,5 millones de metros cúbicos día de gas a Brasil desde Fortín de Piedra, el mayor campo de shale gas de Vaca Muerta.

, Laura Hevia

El Grupo Albanesi, una de las mayores generadoras del país, puso en marcha el ciclo abierto de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, ubicada en el sur de Santa Fe. La central cuenta con una potencia instalada de 100 megawatts (MW) que se inyectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), mediante dos turbinas de gas Siemens SGT-800.

Según precisaron desde la compañía, la obra implicó una inversión de US$ 165 millones. En su segunda fase, que está prevista para comienzos de 2025, se incorporarán 30 MW adicionales y se generarán 180 toneladas por hora de vapor para la industria a través de las calderas de recuperación Vogt de 60 toneladas por hora (Tn/h).

A mediados de septiembre, la compañía había anunciado la habilitación por parte de Cammesa de la primera turbina de gas de la Central tras haber superado los ensayos y ajustes de puesta en marcha, tal como informó este medio.

Operación

La Central de Cogeneración cuenta con dos turbinas de gas natural de última tecnología para la generación de energía eléctrica y dos calderas de recuperación, diseñadas para aprovechar el calor de los gases de la turbina.

El vapor resultante de la operación será destinado al complejo industrial de Louis Dreyfus Company, lo que permitirá optimizar su proceso productivo, según detallaron desde Albanesi. Además, como parte del proyecto, el Grupo invirtió en la construcción de una subestación transformadora, y la infraestructura se transferirá a la empresa provincial de energía (EPE).

El presidente del Grupo Albanesi, Armando Losón, expresó: “Como presidente de la compañía y de origen rosarino, siento un profundo orgullo por el trabajo realizado. Estamos poniendo en marcha la segunda central de cogeneración en la provincia que vio nacer al Grupo Albanesi. Y lo hacemos con una planta que producirá energía de manera eficiente y aportará una sensible mejora a la infraestructura eléctrica de la provincia”.

El ejecutivo de la compañía aseveró: “Queremos ser protagonistas del proceso de transición energética, y por eso llevamos invertidos desde el año 2004 más de U$S 2.000 millones, que nos permiten expandir la oferta a través de generación eficiente, y posicionarnos como la compañía con uno de los parques de generación eléctrica más moderno del país.”

Inauguración

El acto de inauguración contó con la presencia del gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro; la vicegobernadora Gisela Scaglia; El ministro de Producción de la provincia, Gustavo Puccini; la secretaria de Energía, Verónica Geese; el intendente de Arroyo Seco, Daniel Tonelli; y el presidente comunal de General Lagos, Esteban Ferri; entre otras autoridades provinciales y municipales.

Proyectos

Este proyecto forma parte de un plan de inversiones por U$S 600 millones que Albanesi comenzó a ejecutar en los últimos años, para la construcción de 405 MW. Esto representa el 25% de su capacidad de generación total. “Se trata de una iniciativa que está íntimamente ligada al rol que la compañía quiere desempeñar en el proceso de transición energética, construyendo y ampliando la capacidad de sus centrales, y transformándolas en energía más eficiente”, destacaron.

La misma metodología fue aplicada en la Central Térmica Ezeiza, donde este año Albanesi finalizó la obra de cierre de ciclo y duplicó la potencia instalada, al llevarla de 150 MW a 300 MW, con impacto directo en 200.000 hogares. También un proceso similar está experimentado la Central térmica Modesto Maranzana, ubicada en Río Cuarto, Córdoba. En esa planta, la más grande que tiene el grupo en el país, está ampliando la capacidad para llevarla de 350 MW a 475 MW. A su vez, la empresa va a concretar también el cierre de ciclo, donde ya se han habilitado 50 MW, por lo que su capacidad actual asciende a 400 MW.

, Redaccion EconoJournal

El gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos compañías mineras más grandes del mundo, anunció la compra de Arcadium Lithium, una compañía creada en enero de este año a partir de la fusión entre la australiana Allkem y la estadounidense Livent, dos de los grandes jugadores del mercado del litio a nivel mundial. La adquisición, que apunta a consolidarse en el mercado de litio a nivel mundial, fue por US$ 6.700 millones. También genera un fuerte impacto en el sector de litio de la Argentina.

A partir de la fusión, la nueva compañía Arcadium Lithium se había posicionado como líder mundial en producción de litio. Ahora esos pergaminos los obtuvo Río Tinto, que también es un gigante mundial de la metalúrgica.

El director ejecutivo de Rio Tinto, Jakob Stausholm, señaló que “esta compra crea un negocio de litio de clase mundial junto a nuestras operaciones de aluminio y cobre”. En rigor, Rio Tinto anunció que abonará US$ 5,85 por cada acción de Arcadium Lithium. Representa una prima de un 90% sobre el precio de cierre del 4 de octubre.

Argentina

Tanto Alken como Livent (desde enero Arcadium) son productores de litio en la Argentina. A partir de la millonaria compra, Río Tinto pasará a operar dos de las cuatro áreas de litio que están en producción en el país.

Uno de ellos es Sales de Jujuy, una firma que desarrolla el proyecto Salar de Olaroz, que en la actualidad está desplegando un plan de inversión de US$ 1.500 millones para ampliar la capacidad productiva del proyecto. En Jujuy también cuenta con el proyecto Cuachari, en etapa temprana.

El segundo desarrollo es el proyecto Fénix, ubicado en el Salar del Hombre Muerto en Catamarca. Allí la compañía planea construir una segunda planta de carbonato de litio.

Además, Río Tinto ya operaba el proyecto Salar del Rincón en Salta, que está en etapa avanzada y se prevé que en 2025 comience la construcción con una planta para producir 50.000 toneladas de carbonato de litio. La compañía había anunciado una inversión de US$ 2.000 millones, que estará bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

, Redaccion EconoJournal

La petrolera Aconcagua Energía invita a empresas de la región, sean o no actuales proveedores, a participar de un encuentro para fortalecer la cadena de valor de la industria energética. El evento se realizará con el apoyo de la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia de Río Negro, con la Cámara de Empresas de Servicios Petroleros de Río Negro (CASEPE) y con la empresa EDHIPSA.

La jornada tiene como objetivo contribuir al desarrollo local, al conocimiento sobre la gestión del Grupo en los procesos de compras y abastecimiento y a la promoción de políticas de seguridad operacional, entre otras propuestas.

El evento cuenta con cupos limitados y se realizará el martes 22 de octubre, de 14 a 17.30 h en el Predio Deportivo/Social de Aconcagua Energía ubicado en Av. Acceso Sur Nº1458, de la localidad de Catriel. Para confirmar asistencia, se debe completar el este formulario.

El encuentro

Durante el encuentro, se presentarán el sistema de gestión de proveedores, los procedimientos internos y oportunidades de colaboración, generando un espacio para compartir información de relevancia para la gestión y crecimiento de empresas locales, según informaron desde la compañía.

También se reforzarán conceptos importantes vinculados con la sustentabilidad y sostenibilidad, la ética y la transparencia empresarial, entre otros. Además, la CASEPE realizará una presentación sobre la gestión que lleva adelante y las oportunidades para aquellas empresas interesadas en sumarse y contribuir así al desarrollo y articulación empresarial.

“Pensamos este espacio como una oportunidad para reforzar aspectos de nuestros procesos, también para entender cuáles son las necesidades que tienen las empresas que hoy nos prestan servicios o venden productos y qué otras empresas hay en la localidad y en la región”, señaló María Eugenia Balestrieri, gerente corporativa de Compras y Abastecimiento de Aconcagua Energía.

Además, referentes de Aconcagua Energía del área de Compras y Abastecimiento, realizarán presentaciones sobre distintas gestiones que deben llevar adelante las empresas para ser proveedoras o bien para la gestión diaria de quienes poseen contratos. “Será un espacio también para encontrar puntos de conexión y poder despejar dudas e inquietudes que permitan mejorar los procesos”, señalaron desde la empresa.

Desde la CASEPE su presidente Ramiro Arceo destacó que “estos espacios contribuyen a un mejor entendimiento entre las empresas que forman parte de la Cámara y también permiten traccionar en beneficio de nuestra comunidad y fortalecimiento empresarial de y para la región”.

Por su parte, Mario Figueroa, responsable de Relaciones Institucionales de la Secretaría de Energía y Ambiente, remarcó: “Desde la provincia alentamos este tipo de encuentros y espacios porque nos permiten identificar oportunidades para el desarrollo del sector. También para promover y difundir propuestas que se impulsan desde la Secretaría en beneficio del sector empresarial”.

, Redaccion EconoJournal

En un momento en el cual se está gestando poco a poco la posibilidad de que la Argentina exporte gas natural licuado (GNL) al mundo, es imperante entender qué está pasando en algunos de los mercados con mayor potencial de absorber los volúmenes que el país pueda ofrecer.

En los mercados energéticos mundiales está creciendo mes a mes el valor que distintos players le atribuyen a productos energéticos con menor intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Día a día se conocen nuevas regulaciones que atribuyen un valor económico distinto a productos con menos emisiones y cambian el “willigness to pay” de los compradores.

Esta nota es un breve resumen de cuáles son las principales medidas de GNL de bajas emisiones que ya existen en el mundo y algunas de las estrategias que están tomando los participantes del mercado.

Principales medidas promotoras del GNL de bajas emisiones

Las razones por las cuales hoy el GNL de bajas emisiones está tomando creciente protagonismo son las regulaciones directas sobre combustibles fósiles, gravámenes y los objetivos voluntarios de las empresas.

Regulaciones directas a la importación de combustibles fósiles y gravámenes a las importaciones

Algunos de los ejemplos claves de estas regulaciones directas que están en vísperas de generar un gran impacto en el mercado son los límites a la intensidad del metano de la EU, el Mecanismo de Ajuste en Frontera del Carbono de la EU, y el impuesto de Japón sobre las emisiones de carbono.

La Unión Europea (sumando los 27 estados miembros representan casi un cuarto de los volúmenes de GNL importados mundialmente en 2023) aprobó en mayo una regulación histórica1 por la cual se establecen límites a la intensidad de metano de las importaciones de combustibles fósiles. Se espera que los países europeos comiencen su implementación en 2025, por lo cual aún no hay claridad sobre cómo se establecerá este límite o cómo se llevará a cabo la verificación de las emisiones. Esta regulación ha tenido un gran impacto en los Estados Unidos al ser productor de gas no convencional que suele tener mayores emisiones de metano.

Sin intención de entrar en un análisis pormenorizado sobre la calidad del gas argentino, según el methane tracker de la IEA las intensidades de metano del gas no convencional argentino son extremadamente altas.

Intensidad de emisiones de metano y flaring a partir de la producción de hidrocarburos

Otra medida clave es el Mecanismo de Ajuste en Frontera del Carbono (CBAM) de la UE, que si bien actualmente excluye las importaciones de GNL, existe un riesgo de una extensión en el futuro.

Japón, el segundo mayor importador de GNL en 2023 detrás de China, y representando casi 20% de las importaciones a nivel mundial, también se encuentra en vísperas de aprobar un impuesto a las emisiones de carbono sobre las importaciones de combustibles fósiles a partir de 20282.

Los objetivos voluntarios

Impulsados por la presión de gobiernos, accionistas, y de la opinión pública, una gran parte de los players del mercado de GNL están día a día establecido objetivos de reducción de emisiones. Antes de ejecutar cualquier contrato de offtake de GNL, sea a corto o largo plazo, la evaluación de emisiones a través de la cadena de valor del GNL se está mirando con lupa no sólo en Europa pero también en Asia.

Principales efectos en el mercado

Hoy es una certeza que la prima que tendrá el GNL con menor emisiones GEI cambiará la dinámica del mercado. Se habla de un sistema de precios de dos niveles, lo cual incluso podría estar regulado.

No obstante, al día de hoy la falta de claridad sobre el valor (y sobre todo, la capacidad de recuperación de la inversión) asociado a este producto hace que las decisiones de inversión sean especialmente desafiantes. Se debe llevar a cabo una estrategia muy detallada en la gestión de emisiones y a la hora de ir en búsqueda de offtakers.

Otro impacto clave, sobre todo para nuevos proyectos como lo son los argentinos, es en el valor a largo plazo de los activos de infraestructura. El creciente nivel (esperado) de impuestos transfronterizos al carbono afectan significativamente la vida útil de los yacimientos que no son competitivos en términos de GEI. Otros proyectos podrán limitarse a exportar a mercados que no apliquen una penalización al GNL de mayor intensidad GEI, abarcando un mercado separado y de menor precio.

La dinámica contractual también se verá (y ya se está empezando a ver) afectada. Algunos contratos ya están incluyendo como mínimo que el comprador reciba un informe con el detalle de emisiones a través de la cadena de valor del cargamento. Algunas otras preguntas que empiezan a surgir en el mercado incluyen: ¿qué parte está en mejor posición para gestionar los riesgos y las oportunidades que surgen de nuevas regulaciones de GEI? ¿cómo cambia el equilibrio de riesgo entre las partes?   ¿qué parte contractual asumiría la responsabilidad de cualquier impuesto futuro a las importaciones? ¿se pueden activar cláusulas de revisión de precios en función de un cambio de esa naturaleza?  ¿habrá un mayor aumento en los contratos FOB a medida que la flexibilidad de destino para los compradores se vuelve cada vez más valiosa por el riesgo a que varíe el precio de las emisiones en el mercado final? ¿es viable para el vendedor comprometerse a un nivel de emisiones en un contrato de largo plazo?

Respuesta de los productores de GNL

Las acciones de mitigación se están convirtiendo en la norma, no en la excepción. El mercado de GNL “carbono neutral” o “verde” es una perspectiva emergente, donde la etiqueta «carbono neutral» indica la reducción de GEI o la compensación de emisiones de GEI, vinculadas a algunos o todos los elementos de la cadena de valor del GNL: desde el upstream y el transporte, hasta la licuefacción, el transporte, la regasificación y la utilización de gas natural en el sector downstream.

Muchos productores ya están creando estrategias para responder a estos cambios y algunos ya han invertido para reducir sus emisiones. Las medidas más comunes hasta la fecha han sido en torno al proceso de licuefacción, ya sea eficientizando y electrificando el proceso.

Otra medida que se está viendo en el mercado está enfocada en el upstream, a través de la captura y el almacenamiento de carbono (CCS). Estos generalmente se encuentran en jurisdicciones con incentivos económicos activos para la reducción de emisiones (por ejemplo, EE. UU. y Canadá) o que buscan desarrollar centros internacionales de captura y almacenamiento de carbono (por ejemplo, Oriente Medio y el Sudeste Asiático). Algunos de estos ejemplos son:

Canada LNG (14 mtpa): electrificación del proceso de licuefacción

Cedar FLNG (3 mtpa): electrificación del proceso de licuefacción

Freeport LNG (15 mtpa): electrificación del proceso de licuefacción

Ksi Lisims FLNG (12 mtpa): electrificación del proceso de licuefacción

Papua LNG (4 mtpa): electrificación del proceso de licuefacción

Ruwais LNG (9.6 mtpa): electrificación del proceso de licuefacción

Snohvit LNG (4.3 mtpa): electrificación del proceso de licuefacción

Woodfibre LNG (2.1 mtpa): electrificación del proceso de licuefacción

Cameron T4 (6.75 mtpa): CCS

Calcasieu Pass (10 mtpa): CCS

Calcasieu Pass (CP2) (19.8 mtpa): CCS

Darwin LNG (3.7 mtpa): CCS

MLNG (29.3 mtpa): CCS

Plaquemines (20 mtpa): CCS

Qatar Energy (expansión 49 mtpa): CCS

Tangguh (11.4 mtpa): CCS

En suma, ya hay más de 200 millones de toneladas anuales de GNL en operación o planificados que incluyen una reducción significativa en la intensidad de las emisiones. En general, las estrategias de GEI en nuevos proyectos están siendo la norma antes de que el proyecto alcance FID.

Para integrarse de manera eficiente al mundo del GNL es indispensable que los productores locales comprendan en detalle las regulaciones y políticas que afectarán y podrían afectar los mercados, y cuenten con una estrategia inteligente de gestión de emisiones que tenga presente las necesidades de los compradores que cambian constantemente.

*Consultor en Baringa Partners – juan.aguirre@baringa.com

1 EU 2024/1787,  2GX Promotion Act

, Juan Ignacio Aguirre

Contreras Hermanos, una de las principales constructoras del país, acaba de terminar la planta compresora de Salliqueló, una de las obras complementarias del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), que llegó con alguna demora, pero permitirá incrementar la capacidad de transporte de gas desde la cuenca Neuquina hacia los grandes centros de consumo. Al mismo tiempo, la compañía se encuentra dando los últimos pasos en la construcción de una planta de carbonatación de litio en el Salar Rincón y está encarando el montaje del primer tramo del Vaca Muerta Sur de YPF, una obra clave para el sector que permitirá incrementar la producción no convencional de petróleo y crear una plataforma exportadora de energía.

En diálogo con EconoJournal, Juan Manuel Touceda, presidente de la compañía, detalló: “Para estos próximos meses tenemos como objetivo terminar algunos proyectos como son la planta de carbonatación para la minera Río Tinto y el montaje del primer tramo del Vaca Muerta Sur, obra de fundamental importancia para el desarrollo energético nacional que estamos ejecutando para YPF. Estamos orgullosos de poder acompañar a la petrolera en sus esfuerzos, realizando esta obra de complejidad técnica muy demandante, en tiempo récord, adaptándonos a los tiempos desafiantes de nuestro cliente”.

La compañía fue fundada por los hermanos Contreras en 1947. Posee experiencia en la construcción de ductos, plantas compresoras, montajes industriales, obras viales y de infraestructura y tiene presencia en el mercado local y en países de América Latina como Brasil, Bolivia, Chile y Uruguay.

En la Argentina, Contreras Hermanos ha estado a cargo de distintas obras clave para aumentar la capacidad de transporte de hidrocarburos. El ejecutivo de Contreras Hermanos detalló que en este año han culminado con éxito el montaje del tramo Mercedes – Cardales del Gasoducto Néstor Kirchner, además de la planta de Salliqueló, y que lograron completar obras para la minería de litio en Catamarca, como por ejemplo la construcción de piletas y de ductos para Galaxy. 

Desafíos

Respecto a los desafíos de cara al próximo año, Touceda expresó: “Nosotros somos los que hacemos las obras, tenemos la capacidad técnica y humana. Las perspectivas son buenas. Estamos participando en licitaciones de proyectos que son críticos para la ampliación de la capacidad de transporte y entonces para el desarrollo energético de la Argentina. Por ejemplo, el segundo tramo del Vaca Muerta Sur, donde licitamos el tramo de Allen a la primera estación de bombeo de 130 kilómetros”.

En los últimos años, la compañía se ha logrado consolidar en segmentos claves para el desarrollo del país. En Vaca Muerta, en todo lo referido al tendido de flowlines y los montajes industriales. “En el triángulo del litio en todo lo referido a lo civil, pero fundamentalmente en los trabajos industriales complejos, como la Planta de Carbonatación para Exar de 40.000 toneladas anuales, que es la instalación industrial de procesamiento de litio más grande y de mayor complejidad del país”, precisó el referente de Contreras Hermanos.

Touceda remarcó: “Seguimos muy activos en segmentos tradicionales como el montaje de cañería de gran porte para el midstream. De cara al futuro, vemos oportunidades muy interesantes en estos segmentos de actividad. La exitosa culminación de cada proyecto y la satisfacción que los clientes manifiestan con nuestro trabajo nos permiten mirar hacia adelante con mucho optimismo”.

Minería

Además de tener una fuerte presencia en el sector del Oil&Gas, la compañía también está vinculada a diversas iniciativas mineras. Es por esto que fue parte de la última edición de Argentina Mining, el encuentro internacional que reunió a los principales referentes de la industria minera en América Latina, empresas, proveedores e inversores.

“Contreras supo hacer un trabajo aplicado y consistente en los años previos al ‘boom’ del litio en Argentina, estudiando proyectos, ubicándose cerca de los clientes potenciales, acompañándolos en sus análisis, desarrollando alianzas con jugadores locales, indagando en las necesidades de las comunidades. Eso nos permitió estar preparados para aprovechar las oportunidades en cuanto aparecieron y gozar hoy de un posicionamiento interesante, del cual somos conscientes”, sostuvo Touceda.

Además, el presidente de la compañía exhibió que las obras del sector minero llegaron a representar el 30% de la facturación de la empresa.

Cuellos de botella

Hace algunas semanas, Contreras Hermanos formó parte de la nueva edición del Programa de Mentorías para escuelas técnicas de la Cámara Argentina de la Construcción, organizado por la Escuela de Gestión de la Construcción, del que la empresa participa hace más de 15 años. Se trata de una acción que tuvo como objetivo fomentar el desarrollo y habilidades de los participantes, teniendo en cuenta que otro de los cuellos de botella que aquejan al sector energético es el capital humano.

Touceda consideró que “el desarrollo del capital humano es la llave para el crecimiento del sector. Conversar con las nuevas generaciones, acercarles una propuesta de valor que les haga sentido y acompañarlas en su camino, es un factor absolutamente clave. Ese diálogo nos mejora porque nos permite revisar ‘sobreentendidos’ y comprender dónde debemos desafiarnos para interesar al talento. La vocación por la formación de las personas y el desarrollo del conocimiento en la industria es constitutiva de nuestro ADN”.

Por último, detalló que los equipos de formación de la empresa diseñan e implementan actividades que cumplen un múltiple interés: informativo, educativo, motivacional e inspiracional. “También apoyamos a escuelas secundarias y participamos de actividades de mentoría, orientación vocacional y formación con universidades y organizaciones no gubernamentales”, finalizó. 

, Loana Tejero

El accidente se produjo en Bajada del Palo Oeste, un área de la empresa Vista.

Un trabajador petrolero falleció ayer en la noche cuando trabajaba en un equipo de perforación de la empresa Nabors ubicado en la locación Bajada del Palo Oeste.

Desde la empresa Vista informaron el fallecimiento y aseguraron que se produjo mientras realizaba tareas de rutina en el equipo de perforación F-19.

“De inmediato se activó el protocolo de emergencia, trasladando al operario a un centro de salud en la localidad de Catriel, Río Negro, donde falleció”, indicaron.

Por otro lado, afirmaron que se dio inicio a una investigación interna para entender las causas del accidente, que hasta el momento se desconocen.

“La compañía expresa sus condolencias a sus compañeros de trabajo y, especialmente, a su familia”, finaliza el comunicado.

Paro petrolero

Tras conocerse el accidente, el Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, conducido por Marcelo Rucci anunció un paro total que se cumple desde las 8 horas.

En declaraciones a radio Cumbre, esta mañana Rucci sostuvo que “un metro cúbico de petróleo vale más que la vida de un trabajador. Es el cuarto compañero que perdemos en el año y parece que no hay real interés en los trabajadores”.

El líder del sindicato agregó que “no estamos dispuestos a dar vida por producción” y luego decretó un paro que comenzó esta mañana y se extenderá hasta que las 8 de este jueves 10.  

Además, comentó que esta mañana viajará al lugar para investigar las causas del accidente fatal.

, Redacción EconoJournal

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), con el apoyo del Consejo Internacional de Asociaciones de la Industria Química (ICCA), llevaron adelante el seminario bajo el lema “Argentina: Navegando los desafíos de la sostenibilidad en el marco de las acciones del Programa de Cuidado Responsable”, en el Hotel DoubleTree by Hilton de la ciudad de Buenos Aires.

En el ámbito del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente (PCRMA®) y en un contexto global cada vez más complejo, donde la sostenibilidad se está ubicando por delante del negocio, durante esta jornada expertos y líderes del sector, tanto gubernamental como empresario, se reunieron para abordar temas cruciales que impactan nuestro entorno, desde la gestión de recursos naturales hasta la implementación de prácticas sostenibles dentro de la industria. Este evento representa anualmente un paso significativo hacia la construcción de un futuro más responsable y sostenible para Argentina, destacaron.

La bienvenida y apertura del seminario estuvo a cargo del Ing. Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®, el cual destacó que: “Nuestra Jornada anual del PCRMA® se ha instalado como una reunión de interés local, regional e internacional de la industria química y petroquímica de Argentina, la cual permite el intercambio de conocimientos, experiencias y visiones de los principales referentes del sector público y del sector privado en una temática de suma importancia para nuestra industria como es el Programa”. 

El ejecutivo consideró que “la Argentina debe continuar elevando sus estándares en materia ambiental, de gestión de las sustancias químicas manipuladas y minimizar la huella ambiental de manera de proteger a sus trabajadores, las instalaciones, el medio ambiente y la sociedad”.

A continuación, Daniela Ramos, subsecretaria de Política Industrial del Ministerio de Economía de la Nación, expresó que “entendemos que estamos enfrentando  un desafío muy grande en el camino de política industrial que tiene que ver con poder, de alguna manera, transitar hacia la normalización de la economía y poder de una vez por todas tener un país, para decirlo rápidamente, un país más normal donde podamos trabajar, negociar y desarrollar la industria, fundamentalmente ustedes como sector privado.

“Nosotros creemos que es el sector privado el que tiene que generar el empleo y que en todo caso desde el sector público lo que tenemos que hacer es allanar el camino y crear las condiciones y previsibilidad para que ustedes puedan desarrollar sus actividades ya que son quienes saben qué producir, cómo, dónde y a quién venderle. En parte el RIGI esperamos también pueda contribuir a eso a través de la posibilidad de inversiones importantes en este sector que es uno de los que se rige en función de grandes inversiones”, remarcó.

A su vez, Ramos agregó que “creemos mucho en este diálogo que venimos llevando adelante con la Cámara de la Industria Química y Petroquímica, como así también con muchas de las entidades y empresas participantes de esta Jornada, porque realmente con la construcción de muchos de estos es la manera que vamos a poder resolver más rápido los enormes problemas que tenemos en la Argentina. Lo que quiero decir con esto es que para nosotros la política industrial tiene tres patas: la macro, la de la desregulación, y la de la productividad. Así que, en base a esos tres ejes y pensando siempre en los objetivos de la subsecretaría, más inversiones, más empleo y más exportaciones, es el rumbo que estamos llevando adelante”.

La jornada

Como introducción y antes de los paneles se llevó una charla sobre el “PCRMA®: el valor para la industria”, cuyos participantes fueron Lucía Rodriguez Palacios, de DOW – Bahía Blanca; Alejandro Diez, de Faisan S.A., junto a Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente de la CIQyP®, y responsable del PCRMA®. 

Allí ofrecieron una perspectiva enriquecedora sobre cómo este programa se convierte en una herramienta fundamental para las empresas del sector químico y petroquímico. A lo largo de la discusión, se ha evidenciado cómo la implementación de prácticas responsables no solo mitiga el impacto ambiental, sino que también genera beneficios económicos y mejora la competitividad. Los participantes resaltaron casos exitosos que demuestran que la sostenibilidad y la rentabilidad pueden ir de la mano, impulsando a las empresas hacia una cultura de responsabilidad que beneficia tanto a la industria como a la comunidad. Este panel ha sido un claro llamado a la acción, invitando a las empresas a adoptar un enfoque proactivo en la gestión ambiental como parte integral de su estrategia empresarial adhiriendo de forma voluntaria al PCRMA®.

En la continuidad de la exposición anterior se habló sobre los “Indicadores claves de desempeño (KPIs)” del sector del que participaron Victor Seguí, de PBB Polisur; Héctor Mario Benavidez, consultor senior del PCRMA® de la CIQyP®; y Rolando García Valverde, de la CIQyP®. Durante el mismo se destacó la importancia de establecer métricas efectivas que impulsen la eficiencia, la seguridad y la sostenibilidad. Con un enfoque en la innovación y la competitividad, los panelistas abordaron cómo los KPIs no solo ayudan a medir el rendimiento operativo, sino que también permiten una mejor toma de decisiones estratégicas. Los expertos coincidieron en que, si bien existen métricas comunes como el rendimiento de producción, la tasa de incidentes de seguridad y la eficiencia energética, cada organización debe adaptar estas métricas a su contexto particular para obtener una visión más clara y precisa de su desempeño.

En el marco del primer panel denominado “El PCRMA® y su Relación con las Comunidades” los oradores participantes fueron Rodolfo Chávez, de YPF – La Plata; Lucía Rodríguez Palacios, de DOW – Bahía Blanca; y Guillermo Petracci, de Unipar; junto a Jorge de Zavaleta, de la CIQyP® como moderador. 

Durante este panel, los referentes del sector abordaron la importancia de la implementación del Programa como un modelo que promueve la integración de las empresas con las comunidades en las que operan. En las exposiciones se compartieron casos concretos donde las empresas han establecido iniciativas de responsabilidad social y ambiental, generando beneficios mutuos y construyendo la confianza de los ciudadanos de las zonas donde se encuentran presentes. Se discutieron estrategias efectivas que involucran a las comunidades en la toma de decisiones, promoviendo su participación activa en proyectos que impactan su entorno. Además, se enfatizó la necesidad de llevar adelante campañas de sensibilización y educación ambiental que ayuden a informar a la población sobre los compromisos de la industria química con la sostenibilidad y la seguridad. Este panel no solo puso de relieve los desafíos y oportunidades en la relación entre la industria y las comunidades, sino que también presentó un enfoque proactivo para construir un futuro en el que la responsabilidad compartida y el compromiso social sean pilares centrales del desarrollo sostenible en Argentina.

Posteriormente, en el segundo panel “Argentina y la Seguridad en el Transporte de Sustancias Químicas”, en el cual expusieron Juan José Amoros, de la Comisión Nacional de Regulación Nacional de Regulación del Transporte (CNRT); Juan Pablo Molina, de Unipar; Diego Folch, de la Cámara Argentina del Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP); y Francisco Giménez, de YPF; con Rolando García Valverde, de la CIQyP® como moderador, quienes abordaron la crucial intersección entre la sostenibilidad y la seguridad en la logística de sustancias químicas. Las exposiciones pusieron de manifiesto la necesidad de fortalecer las regulaciones y prácticas de seguridad, resaltando los riesgos asociados al transporte de estos materiales y las implicancias que pueden tener para el medio ambiente y la salud pública.

A través de estudios de caso y experiencias compartidas, se discutieron estrategias efectivas para mejorar la infraestructura, así como la capacitación del personal involucrado en estas operaciones, asegurando que se cumplan las normativas internacionales y se implementen tecnologías innovadoras. Este panel no solo destacó los desafíos actuales que enfrenta la industria en Argentina, sino que también planteó un llamado a la colaboración entre el sector público y privado, subrayando que la sostenibilidad en el transporte de sustancias químicas es una responsabilidad compartida que requiere compromiso, inversión y una continua mejora en los estándares de seguridad.

Otros ejes

Luego y durante el panel 3 sobre “Economía Circular y Gestión de Residuos” los participantes fueron Juan Galeano, director de Industria Sostenible del Ministerio de Economía de la Nación; Gustavo Fernández Protomastro, de la Subsecretaría de Ambiente de la Nación; Martín Bianchi, de Dow; y Pablo Dimarco, de YPF; con la participación de Jorge de Zavaleta, de la CIQyP®. En este espacio, los referentes del sector analizaron la imperante transición hacia un modelo de economía circular, enfatizando la necesidad de repensar la gestión de residuos como un componente esencial para el desarrollo sostenible.

Las exposiciones abordaron diversas estrategias para minimizar el desperdicio y maximizar la reutilización y el reciclaje de materiales, proponiendo prácticas innovadoras que no solo reduzcan el impacto ambiental, sino que también generen valor económico. Se discutieron ejemplos exitosos de las empresas que han implementado programas de reciclaje y economía circular, destacando los beneficios tanto en términos de sostenibilidad como de competitividad.

Además, los panelistas resaltaron la importancia de la colaboración intersectorial, subrayando que la implicación de todos los actores —desde el gobierno hasta la industria y la sociedad civil— es crucial para el éxito de estas iniciativas. También se abordaron los desafíos para la gestión integral de residuos sostenible en la Argentina, normas y libre mercado para compraventa y/o exportación de residuos valorizados con sus marcos regulatorios y de infraestructura que enfrenta el país en este camino, así como la necesidad de crear conciencia sobre la responsabilidad compartida en la gestión de residuos.

Durante el cuarto panel referente a la “Transición Energética y Cambio Climático” los participantes Cristina Goyenechea, directora nacional de Desarrollo Sostenible y Gestión Climática de la Subsecretaría de Ambiente de Nación; Raúl Meder, de Profertil; Martín Díaz de YPF; junto a la moderadora Laura Gutierrez, de Unipar, abordaron la necesidad urgente de avanzar hacia un modelo energético más sostenible, capaz de mitigar los efectos del cambio climático y promover un desarrollo bajo en carbono.

Durante sus exposiciones, se presentaron enfoques innovadores y estrategias concretas para diversificar la matriz energética argentina, haciendo hincapié en la importancia de las energías renovables, la eficiencia energética y la electrificación de procesos industriales. Los panelistas discutieron cómo la transición energética no solo representa un desafío, sino también una oportunidad para impulsar la competitividad del país en un mundo cada vez más enfocado en la sostenibilidad. Se exploraron ejemplos de políticas exitosas y programas de cooperación que han permitido a otras naciones avanzar en este camino, sugiriendo que Argentina puede beneficiarse de lecciones aprendidas en el ámbito internacional. Además, se destacó la necesidad de una colaboración efectiva entre los sectores público y privado para asegurar inversiones significativas y desarrollar tecnologías limpias que faciliten esta transición.

A continuación, en el quinto y último panel denominado “Gestión de Productos Químicos” los disertantes fueron Juan Ignacio Pina, de Albaugh; Francisco Magliano, Secretario de Embajada de la Dirección de Asuntos Ambientales del Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto; Jorgelina Pela, de DOW; Alejandra Acosta, consultora del Foro de Cooperación Regulatoria de América Latina (LARCF); y el moderador Rolando García Valverde, de la CIQyP®, quienes expresaron la compleja y crítica tarea de gestionar productos químicos de manera segura y sostenible, en un contexto donde la regulación y la responsabilidad ambiental son cada vez más relevantes.

Los paneles

Las exposiciones pusieron de relieve la importancia de implementar sistemas de gestión que no solo cumplan con las normativas vigentes, sino que también promuevan prácticas de prevención de riesgos y minimización de impactos negativos en la salud humana y el medio ambiente. Los panelistas compartieron casos de éxito que evidencian cómo una gestión eficaz de productos químicos puede contribuir a la competitividad de las empresas y al mismo tiempo generar confianza en la sociedad. Se discutieron las mejores prácticas en la cadena de suministro, desde la producción hasta el uso y disposición final, subrayando la necesidad de educar y capacitar a los trabajadores sobre el manejo seguro de estas sustancias. Este panel no solo abordó los desafíos presentes, sino que también ofreció un marco de trabajo para avanzar hacia un futuro donde la gestión de productos químicos sea sinónimo de sostenibilidad, seguridad y compromiso con el bienestar de la comunidad y el entorno.

Antes del cierre de la jornada, elRolando García Valverde, de la CIQyP® y responsable PCRMA®; estuvo a cargo de la entrega de las distinciones y nominaciones especiales anuales mediante los “Premios PCRMA® Awards 2023” a aquellas industrias y transportistas que tuvieron un “destacado desempeño”, a la “mejor evolución” y a la “mejor trayectoria” dentro de los compromisos del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® durante el pasado año. Las empresas reconocidas fueron: Sika Argentina; El Porteador S.R.L.; Faisan S.A.; Zarcam S.A.; YPF S.A. (Ensenada-Bs.As.); Nouryon Química Argentina (San Lorenzo-Santa Fe); y Ferrosur Roca S.A..

Jorge de Zavaleta de la CIQyP®, fue el responsable del cierre del Seminario, destacando la relevancia del mismo para el sector, y la presencia de todos los participantes y ponentes por su valiosa contribución los cuales han resaltado la importancia crucial del sector químico y petroquímico para el desarrollo sostenible y la innovación en nuestra economía. Este encuentro ha sido una plataforma fundamental para fomentar el diálogo entre el ámbito público gubernamental y privado, propiciando sinergias que potencian la investigación y el avance tecnológico.

Es importante destacar la participación de empresas, instituciones y entidades que respaldaron el seminario como: el Consejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA por sus siglas en inglés), YPF QUÍMICA, Dow, Pampa Energía, Atanor, Unipar, Robinson Logistics, Profertil, Faisan y Sinteplast.  A su vez, recibió el apoyo del Centro Regional Basilea para América del Sur de Capacitación y Transferencia de Tecnología (CRBAS). Además, cuenta con el respaldo de patrocinadores institucionales como: el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), la Cámara Argentina de la Industria Plástica (CAIP), la Entidad técnica profesional especializada en plásticos y medio ambiente (ECOPLAS), la Cámara Argentina de la Industria de Reciclados Plásticos (CAIRPLAS), la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP), el Centro de Información para Emergencias en el Transporte (CIPET), las Entidades Unidas Reafirmando la Economía Circular en Argentina (EURECA), la Unión Industrial Argentina (UIA) y el Foro de Cooperación Regulatoria de América Latina (LARCF).

“La CIQyP® reafirma su compromiso con la promoción de prácticas responsables y el fortalecimiento de iniciativas que favorezcan la protección del medio ambiente, lo cual esta iniciativa anual representa un espacio invaluable para el intercambio de ideas y la colaboración entre diferentes sectores”, destacaron.

, Redaccion EconoJournal

Telcosur, la unidad de negocios de telecomunicaciones de tgs, y Silica Networks, compañía de Grupo Datco dedicada a la provisión de infraestructura, mantenimiento y servicios de conectividad y transporte sobre fibra óptica, anunciaron un proyecto conjunto de infraestructura que permitirá desplegar un anillo de fibra óptica para conectar la localidad costera de Punta Colorada, en el departamento de San Antonio, provincia de Río Negro.

Como parte de este proyecto, que cuenta con los estudios de ingeniería de pre-factibilidad, ambas empresas prevén construir un tendido de fibra óptica de alta capacidad entre las localidades de Sierra Grande, Playa Dorada, Punta Colorada y Puerto Madryn por una traza cercana a la costa patagónica. “La obra, además de vincular esas localidades y mejorar la conectividad regional, permitirá consolidar un anillo de fibra que dotará a la red de mayor seguridad, fiabilidad y disponibilidad para aplicaciones críticas que requieren asegurar continuidad de servicio ante contingencias, según precisaron desde las compañías”, remarcaron.

El proyecto

El proyecto permitirá una arquitectura de red anillada para proveer resiliencia ante eventuales cortes de la fibra ya que frente a una falla, una interrupción, o un corte en la conexión primaria a Buenos Aires, el servicio no se verá afectado.

“Nuestro equipo de infraestructura ya verificó la traza a construir y desde Telcosur están terminando la verificación de la apertura del servicio en la localidad de Sierra Grande. A partir del anuncio de la elección del puerto de Punta Colorada para la construcción de una planta de gas natural licuado (GNL) que permitirá exportar la producción de Vaca Muerta, la disponibilidad de conectividad de alta capacidad y baja latencia se vuelve un requisito ineludible para el desarrollo regional”, afirmó Horacio Martínez, CEO de Silica Networks.

“La tradición de Telcosur de proporcionar conectividad a gasoductos y oleoductos, sumado a la cobertura geográfica que proporciona Silica Networks, nos lleva a concretar este proyecto en forma conjunta. Esta asociación junto a Silica Networks nos permite combinar experiencia y capacidad para ofrecer una infraestructura necesaria que respalda las necesidades de la industria energética en esta región y, además, sienta la bases para importantes proyectos energéticos en Argentina”, agregó Oscar Sardi, CEO de tgs y de Telcosur.

Telcosur y Silica Networks tienen una alianza estratégica que lleva más de 20 años, a través de la cual vienen trabajando en diversas iniciativas conjuntas que buscan potenciar y expandir sus redes y servicios a lo largo de toda la Patagonia, principalmente orientados a atender las necesidades de la industria de Energía, Oil & Gas.

“A través de proyectos conjuntos, redes compartidas o neutrales y otras iniciativas de compartición de infraestructura, operadores como Silica Networks y Telcosur hacen un uso más racional de los recursos destinados a inversiones, al tiempo que generan un impacto positivo en la conectividad de la región en la que operan”, destacaron desde las compañías.

, Redaccion EconoJournal

El Grupo de Empresas Mineras Exploradoras de la República Argentina (Gemera) eligió una nueva Comisión Directiva y nombró a Michael Meding, gerente general del megaproyecto de cobre Los Azules (San Juan) y vicepresidente de la compañía canadiense McEwen Copper, como nuevo presidente de la entidad. En una entrevista con EconoJournal, Meding describió la agenda de Gemera en esta nueva etapa y resaltó los próximos desafíos para la minería en el país.

Meding, que asumió en Gemera en representación de Andes Corporación Minera (100% de Los Azules y 49% de Minera Santa Cruz), destacó la aprobación del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) y el impacto positivo en el sector minero ya que “pone a la Argentina en igualdad de condiciones con otros países de la región, como Chile y Perú”, señaló. Sin embargo, aclaró que “para que el sector minero realmente despegue, es necesario ir más allá”. El nuevo titular de Gemera puso el foco en el desarrollo de infraestructura.

— ¿Cuáles son los desafíos de la minería en la actualidad?

— Argentina tiene un desafío de competitividad frente a otros países de la región que ofrecen mayor previsibilidad y seguridad jurídica a los inversores extranjeros. Sin embargo, los desafíos a futuro se centran en el desarrollo de infraestructura. Aunque el RIGI representa un gran avance, es importante recordar que muchos proyectos mineros están ubicados en zonas de difícil acceso, como la cordillera, donde la infraestructura –caminos, tendido eléctrico, conectividad, entre otros– sigue siendo un reto clave para el desarrollo de estos proyectos. El fortalecimiento de la infraestructura no solo impulsará el crecimiento de la actividad minera, sino que también beneficiará a las comunidades cercanas, aumentando su atractivo para la instalación de empresas de servicios mineros, entre otros sectores.

— ¿Cuál es la agenda de Gemera para esta etapa?

— Todos los proyectos mineros que han llegado a convertirse en minas comenzaron con la fase de exploración, una etapa única y crucial que proporciona los primeros datos geológicos clave sobre el futuro de la mina. Esta etapa presenta características y necesidades muy diferentes a las de una mina en operación. Para este año y 2025, la agenda de Gemera se centra en asegurar que los proyectos mineros en la Argentina puedan gestionar de manera ágil y eficiente sus desafíos en áreas como permisos ambientales, financiamiento, tributación, comunicación y licencia social para operar con proveedores y autoridades. Nuestro objetivo es que estos proyectos puedan avanzar rápidamente hacia la aprobación ambiental, la fase de construcción y, eventualmente, la operación.

— El RIGI fue algo celebrado en el sector minero. ¿Alcanza con este régimen o qué necesita el sector para despegar?

— El RIGI es un paso significativo, ya que pone a la Argentina en igualdad de condiciones con otros países de la región, como Chile y Perú. Sin embargo, para que el sector minero realmente despegue, es necesario ir más allá. Argentina tiene un enorme potencial, pero es crucial seguir desarrollando infraestructura clave, desarrollando nuevos pasos fronterizos con Chile (que permitan una fuerte reducción del costo de transporte) y, además, fomentar la conciencia de que la minería puede complementarse de manera positiva con otras actividades productivas del país. Esta mayor concientización abrirá la puerta a la formación de profesionales locales que puedan desarrollarse en el país, fortaleciendo al sector privado mediante una mayor demanda de bienes y servicios. En resumen, la minería puede generar una amplia gama de oportunidades que beneficiarán tanto al sector como a las comunidades cercanas y al país todo.

— ¿Qué pasa con los proyectos mineros que no pueden entrar al RIGI?

— Proyectos con inversiones menores a los US$ 100 millones por año no quedan bajo el amparo del RIGI, por lo que Gemera debe patrocinarlos en la obtención de mejoras en la aplicación de la Ley de Inversiones Mineras, como por ejemplo el recupero inmediato del IVA generado en sus actividades de exploración.

La nueva Comisión Directiva de Gemera quedó conformada por:

Presidente: Andes Corporación Minera – McEwen Copper

Secretario: Mansfield Minera

Tesorero: Aldebaran Argentina

Vocal Titular: AbraPlata Argentina

Vocal Suplente: Pampa Exploración

Revisor de Cuenta Titular: Hanaq Argentina

Revisor de Cuenta Suplente: Nevado Minerals

Michael Meding es un ejecutivo con más de 20 años de experiencia en compañías globales como McEwen Mining, Barrick Gold y Trafigura. Actualmente lidera el desarrollo del proyecto Los Azules en la provincia de San Juan, uno de los proyectos de cobre más importantes del mundo. Tiene formación en economía y administración de empresas y se especializa en gestionar grandes proyectos y equipos en entornos desafiantes.

La nueva Comisión Directiva de Gemera “se enfocará en impulsar la inversión para que los proyectos mineros en etapa de exploración se conviertan en motores de desarrollo y en seguir trabajando con las comunidades para fortalecer la licencia social necesaria para su éxito”.

, Roberto Bellato

La venta de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta se demoró más de la cuenta. La compañía norteamericana contrató en agosto del año pasado al banco Jefferies para testear el interés del mercado en las siete áreas que posee en el play no convencional de la cuenca Neuquina. El bloque estrella de esa nómina es Bajo del Choique, un campo en la ventana de shale oil donde se perforaron algunos de los pozos con mejor productividad de la cuenca.

Tras una primera ronda de propuestas informales a fines de 2023, ExxonMobil se decidió a salir del país y ordenó a Jefferies que convocara a las petroleras interesadas a presentar ofertas vinculantes por los activos en marzo de este año. Lo llamativo es que 14 meses después de su lanzamiento, el proceso sigue abierto. “Exxon se va a tomar el tiempo que necesite hasta obtener un precio que lo deje conforme. No me extrañaría que esta irresolución se extienda algunos meses más”, indicó un alto directivo de una petrolera internacional que opera en la Argentina. Otro ejecutivo que participa activamente del proceso se ilusionó, no obstante, con tener novedades en las próximas semanas. “Creo que en los próximos 30 o 45 días podría haber un cierre. Pero ya me equivoqué varias veces en las que pensé que el anuncio estaba cerca y no pasó”, admitió.

Un equipo de perforación en Bajo del Choique-La Invernada, el principal campo de Exxon en Vaca Muerta.

Lo que se sabe es que quedan tres ofertas en carrera: la de Tecpetrol, que sumó a socio a Vista para incrementar su poder de fuego; la de Pan American Energy (PAE), que juega en tándem con YPF; y la de Pluspetrol, que participa en soledad. A su vez, otras petroleras locales aspiran a negociar una eventual asociación con quien resulte ganador para aportar financiamiento para desarrollar las áreas. «Tecpetrol y Vista parecerían ser las que hoy tienen una interlocución más fluida con directivos de ExxonMobil en EE.UU. y también de QatarEnergy (socio minoritario de la petrolera estadounidense), pero aún no hay nada definido», explicó un encumbrado directivo del sector, bajo reserva de nombre.

Cambio de estrategia

Una novedad es que ExxonMobil podría modificar su estrategia inicial, que apuntaba a desprenderse en bloque del paquete de sus siete áreas en Vaca Muerta. En los últimos dos meses empezó a evaluar vender algún bloque por separado. Concretamente, la petrolera norteamericana podría desprenderse en forma individual de su participación accionaria en el campo Sierra Chata, un yacimiento con muy buena productividad de shale gas que comparte con Pampa Energía, que opera el área y posee el otro 45,55% del capital social (Exxon posee un 54,45%).

Pampa era el gran candidato a quedarse con el porcentaje del campo que está en manos de la empresa norteamericana, pero desistió en las últimas semanas por no querer convalidar el precio de compra que pretende Jefferies. Un contendiente firme a adquirir esa participación es YPF, que considera que el campo robustecería su porfolio de activos de gas natural.

Sierra Chata es la única de las siete áreas de la compañía norteamericana en la Argentina que no está adjudicada a ExxonMobil Exploration and Production Argentina —una sociedad entre la corporación estadounidense (70%) y QatarEnergy (ex Qatar Gas, 30%)—, sino que está en poder de Mobil S.A., otra subsidiaria de la petrolera con casa matriz en Texas.

Al momento de presentar las propuestas económicas, Jefferies pidió a los interesados que estructuren sus ofertas en dos: por un lado, la cifra por Sierra Chata por separado, y por el otro, la propuesta por las otras seis áreas (Bajo del Choique-La Invernada, Loma del Molle, Los Toldos II Oeste, Los Toldos I Sur, Pampa de las Yeguas y Parva Negra Este). Aún así, la idea original de ExxonMobil era desprenderse del paquete de los siete bloques en un solo movimiento, pero esa consigna podría modificarse.

Según indicaron fuentes privadas a este medio, YPF es la única petrolera de las que están en carrera que tiene interés en adquirir un campo eminentemente gasífero como Sierra Chata. Tecpetrol, con Fortín de Piedra; Pluspetrol, con La Calera, y PAE, con Aguada Pichana Oeste-Aguada de Castro, ya cuentan con reservas de gas a largo plazo. En tanto que Vista está concentrado hoy en la producción de shale oil.

YPF, en cambio, considera que Sierra Chata aportaría valor a su porfolio de bloques gasíferos para apuntalar el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) que impulsa el presidente y CEO de la empresa, Horacio Marín. “Jefferies comunicó a principios de septiembre que Sierra Chata podría venderse por fuera del resto de los activos, pero no hay nada definido”, reconoció una de las fuentes consultadas.

Solución «de mercado»

La segunda novedad vinculada a la salida de ExxonMobil de la Argentina está dada por una decisión de Neuquén, que finalmente optó por no intervenir de manera directa en el proceso de venta de los bloques de la petrolera norteamericana en la provincia.

A principios de año, la gobernación que encabeza Rolando Figueroa aspiraba a ser parte activa en la elección del nuevo operador de esos campos. Era una pretensión lógica: desde la reforma constitucional del ’94, la provincia patagónica es dueña de los recursos hidrocarburíferos que explotan los concesionarios petroleros y es la autoridad de aplicación de la actividad hidrocarburífera.

Allegados a la administración provincial consideran que parte del precio de los activos en Vaca Muerta de la compañía estadounidense —que muy probablemente se terminen vendiendo en una cifra superior a los US$ 1500 millones— se explica por el deriskeo de la ventana no convencional de petróleo a partir del desarrollo de áreas contiguas a las que opera ExxonMobil. «La gobernación está obligada a analizar a fondo todas las herramientas a su alcance para que la provincia obtenga un rédito si una petrolera decide retirarse de la cuenca.

En esa clave, en un primer momento, la administración de Figueroa evaluó hacer uso de un derecho contractual que posee Gas y Petróleo de Neuquén, la petrolera provincial. GyP —socio minoritario con un 10% de las áreas concesionadas a ExxonMobil— cuenta con un derecho de preferencia —Right or First Refusal (RoFR) por sus siglas en inglés—, que básicamente habilita a la empresa a emparejar y desempatar a su favor la mejor oferta recibida por ExxonMobil por su paquete de activos o por cada área por separado. En esa clave, durante la primera mitad del año Neuquén exploró alternativas para poner en valor el poder de ese instrumento, pero hoy la tesitura de la gobernación es otra: fuentes cercanas al mandatario neuquino señalaron que la provincia aspira a que el proceso de venta de ExxonMobil se termine resolviendo por una solución ‘de mercado’, según la cual el comprador de los activos sea aquel que presente la mejor oferta económica a ExxonMobil, sin que la provincia haga uso del derecho contractual que posee GyP.

Si la decisión estuviese en cabeza de la provincia, a la gobernación le gustaría que la resolución de la carrera por las áreas de ExxonMobil tenga un carácter ‘sistémico’, en el sentido de que incluya a varias de las petroleras que participaron del proceso de venta. Eso implicaría que las empresas que están en la recta final negocien una subdivisión de los bloques de forma tal cada uno adquiera una porción de acreaje en Vaca Muerta. Sin embargo, fuentes privadas consultadas por este medio le quitaron fuerza a esa visión. “Es muy complejo, se necesitaría mucho liderazgo para poder negociar una solución de ese tipo. Hoy no lo veo”, admitieron en una de las empresas.

, Nicolas Gandini

La planta compresora de gas natural de Salliqueló, una obra complementaria del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) que también es propiedad de Enarsa, entrará en operación esta semana, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal. Junto con la planta compresora de Tratayén, la unidad permitirá incrementar la evacuación de gas más de 21 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) desde Vaca Muerta hacia los grandes centros de consumo del país.

La obra se le adjudicó a la UTE entre Contreras Hermanos y Esuco a fines de 2022. Las constructoras finalizaron la etapa de prueba de GAS-IN con cero fugas durante el fin de semana. Esa instancia de evaluación integró todos los circuitos de gas principales y auxiliares de la planta, incluyendo el turbocompresor.

Una vez que se completaron esos pasos, se ejecutó lo que se conoce como comando “PJ1” de venteo real automático de emergencia de la planta, que obtuvo un resultado efectivo y que permitió cumplir con los tiempos especificados. La etapa también incluyó la puesta en marcha del turbocompresor.

Tras estas pruebas, la compañía acordó con despacho de Enarsa y Transportadora Gas del Sur (TGS) dar inicio a las pruebas de 72 horas, el “Test run”, inyectando al gasoducto NEUBA, desde la planta compresora Salliqueló, un caudal de entre ocho y 10 millones de m3 de gas.

Finalizada

La construcción de la planta compresora de Salliqueló de demoró por los problemas de importación registrados durante el último año del gobierno de Alberto Fernández y también por la transición de administraciones en el Estado nacional. El contrato inicial preveía que el Apto para Funcionar (APF) de la planta se concretase el 4 de julio de 2023, tal como informó este medio. El gobierno de Javier Milei responsabilizó por las demoras a administración anterior y el 3 de abril firmó una adenda con las empresas que estableció como nuevo límite para el APF el 29 de junio. Unas semanas después Enarsa comunicó que la planta iba a estar lista el 30 de julio, pero las constructoras siempre habían aclarado que las instalaciones estarían finalizadas hacia fines de septiembre, como efectivamente sucedió.

Hubo demoras por parte del comitente en la formalización del contrato y en la entrega del predio para realizar estudios preliminares y para la construcción que afectaron los plazos. Desde Enarsa aseguraron que cuando recibieron la obra en diciembre del año pasado el avance de la construcción era del 19%, la obra civil estaba en un 27%, la mecánica en un 18% y la obra eléctrica en un 10%. 

, Loana Tejero

El Régimen de Incentivos para la Grandes Inversiones (RIGI) abre una ventana atractiva para la llegada de los equipos necesarios para incrementar la actividad de perforación de shale gas en Vaca Muerta. Así lo indica la consultora internacional Rystad Energy en un reporte sobre las facilidades que brinda el régimen para importar rigs de perforación y piezas en los proyectos de upstream de gas natural. También significará un gran respaldo para los proyectos de infraestructura petrolera como Vaca Muerta Sur. El contexto es además propicio debido a la poca actividad de perforación en los Estados Unidos y precios internacionales del barril aún competitivos para la producción no convencional.

La consultora noruega estima que en la Argentina se necesitarán entre 15 y 20 rigs adicionales para cumplir con los aumentos de producción proyectados a 1 millón de barriles por día en 2032. Una importante barrera para la llegada de esos equipos son los derechos de importación, que afectan especialmente a las empresas operadoras y de servicios petroleros domésticas, ya que las extranjeras pueden recurrir a sus casas matrices para conseguir financiamiento.

La otra gran limitante es la continuidad de los controles de cambio. “Cualquier ganancia argentina que la empresa matriz obtenga se cambiará fuera del país a un tipo de cambio deprimido. Si se necesita un nuevo rig o flota de fracturación, el poder adquisitivo se ve disminuido por el tipo de cambio, y se deben pagar elevados aranceles de importación además de los costos de movilización. Esto es especialmente perjudicial para las empresas de servicios nacionales sin capital externo”, dice el reporte.

Incentivo a la perforación

Pero Rystad destaca que los proyectos de upstream de gas natural que logren calificar a través del régimen de inversiones introducido por la Ley de Bases serán eximidos de pagar los derechos de importación sobre los rigs, los equipos de fractura hidraúlica, bienes de capital y repuestos. Esto potenciaría la llegada al país de rigs de alta especificación y la perforación en Vaca Muerta, que se ha visto limitada por la flota existente, con muchos equipos con potencia nominal de 1000 HP o menos inclusive.

«Esta disposición crea una ventana para traer unidades adicionales necesarias para aumentar la producción de las plataformas de fracturación y de perforación completamente utilizadas dentro del país, que a veces enfrentan tiempos de inactividad relacionados con el mantenimiento«, explica la consultora.

El contexto también es favorable debido a la amplia disponibilidad de equipos en los Estados Unidos. «Con la actual pausa en la actividad de plataformas petroleras en tierra en Estados Unidos y una probabilidad real de nuevas disminuciones en las perforaciones, esto presenta una oportunidad para que los contratistas de plataformas movilicen plataformas inactivas a Argentina y respalden este desarrollo», dice.

En lo que respecta a las inversiones en hidrocarburos el gobierno reglamentó que podrán adherir al régimen las inversiones en exploración y producción de gas natural que superen la barrera de los US$ 600 millones.

Vaca Muerta Sur

El gobierno no permitió que las inversiones en upstream de petróleo puedan calificar al régimen, pero sí las inversiones en ductos y almacenamiento con un piso mínimo de inversión de US$ 300 millones. En ese sentido, la consultora noruega destaca el proyecto Vaca Muerta Sur de YPF como el «beneficiario inmediato» del RIGI.

El oleoducto Vaca Muerta Sur tendrá una longitud de 570 kilómetros y transportará 700.000 bpd de petróleo para 2028 desde la formación neuquina hasta el puerto de Punta Colorada en Río Negro. La inversión prevista asciende a 2500 millones de dólares. El presidente de YPF, Horacio Marín, instó a las productoras interesadas en participar del proyecto a ingresar rápidamente al mismo.

La petrolera controlada por el Estado viene tendiendo los caños en territorio de la provincia de Río Negro del primer tramo del proyecto, de unos 130 km, que se espera que sea completado para diciembre próximo.

Precios competitivos para el shale oil

La moderación este año en los precios de los principales barriles de referencia para la industria, el Brent y el WTI, no pasa desapercibida. El Brent llegó a cotizar en septiembre a US$ 69 por barril, su menor precio en los últimos doce meses, aunque en los últimos días tuvo un importante rebote y está nuevamente cerca de los 80 dólares debido a los últimos acontecimientos en el conflicto en Medio Oriente que involucra centralmente a Israel e Irán. Pero más allá de este rebote, Rystad señala que los costos del shale oil siguen siendo competitivos.

En un reporte separado, la consultora indica que el precio de equilibrio (breakeven) de un proyecto petrolero fuera de los países que integran la OPEP escaló a US$ 47 por barril de crudo Brent, un aumento del 5% solo en el último año. A pesar de este aumento de los costos, los precios de equilibrio siguen siendo inferiores a los precios actuales del petróleo.

«El aumento de los precios de equilibrio refleja la creciente presión de los costos sobre la industria upstream. Esto pone en riesgo la viabilidad económica de algunos proyectos nuevos, pero ciertos segmentos, incluidos el petróleo offshore y el petróleo de esquisto bituminoso, siguen ofreciendo costos competitivos, lo que garantiza que el suministro aún pueda ponerse en funcionamiento para satisfacer la demanda futura. La gestión de estos aumentos de costos será fundamental para sostener el crecimiento de la producción a largo plazo», destaca Espen Erlingsen, director de Investigación en Upstream de Rystad Energy.

El relevamiento de Rystad concluye que la producción de crudo onshore en Medio Oriente tiene el mejor precio de equilibrio, en US$ 27 por barril. Le siguen la producción offshore en US$ 37 por barril, la producción offshore en aguas profundas con US$ 43, y el shale oil en Norteamérica con US$ 45 por barril.

, Nicolás Deza

Organizado desde 2011 por el medio especializado Panorama Minero, el «Seminario Internacional: Litio en Sudamérica» es el evento de referencia para analizar las tendencias y los desafíos del sector del litio en la región y en el mundo. En esta nueva edición, la empresa de construcciones Milicic participará como sponsor.

El seminario se llevará a cabo los días 9 y 10 de octubre en el Centro de Innovación Educativa Conectar Lab, en la provincia de Jujuy.

“Con mucha satisfacción anunciamos que participaremos nuevamente como sponsor de este importante evento, donde tendremos la oportunidad de compartir con los principales actores del sector los desafíos actuales y futuros que enfrenta la industria. El Litio juega un papel crucial en la transición energética global, y encontrarnos en el evento será una excelente ocasión para compartir nuestra experiencia y capacidades, las cuales ponemos al servicio de nuestros clientes en el principal segmento de actuación para Milicic que es la minería en Argentina”, afirmó Gustavo Mas, gerente comercial de Milicic.

La jornada

El evento abordará la actualidad del Litio, ofreciendo un análisis detallado de los proyectos productivos, las tendencias de precios y del mercado, el escenario político-económico global, el valor agregado y el desarrollo tecnológico. También, allí se tratarán temas relacionados con la electrificación, la sostenibilidad y la vinculación con las comunidades.

Milicic en proyectos mineros de litio

En Salta, junto al socio local AGV Servicios Mineros SRL, Milicic trabaja en la construcción de piletas de preconcentración, post-evaporación y de desechos en el Salar del Hombre Muerto, para el proyecto Sal de Oro de Posco SAU. En el Salar del Rincón, las actividades incluyen la construcción del Spent Brine Deposition Facility (SBDF), movimientos de suelos y nuevas piletas de barro para la Planta de Extracción de Carbonato de Litio a 3.800 metros sobre el nivel del mar, para la empresa Rio Tinto.

En Catamarca, Milicic concluyó este año la expansión del proyecto Fénix en el Salar del Hombre Muerto, en colaboración con la empresa local Vialnort SRL, para Arcadium Lithium, y ejecuta actualmente trabajos menores en el sitio.

, Redaccion EconoJournal

Texaco, la marca de los lubricantes de Chevron, regresa a la Argentina de la mano de Puma Energy. La petrolera será quien lleve adelante esta tarea en el país, como consecuencia de la alianza con Iconic de Brasil, representante de la marca para Sudamérica. De esta forma, las operaciones y cadena de comercialización de Puma Energy serán enriquecida para las soluciones en lubricación que ya hoy ofrece en el mercado.

Desde Puma Energy destacaron que “la diversidad de la oferta de Texaco, con productos de calidad y prestigio internacional complementa el desarrollo del mercado de lubricantes en nuestro país, acompañando a los segmentos industriales y de automotrices en auge”.

Lubricantes

“Como parte de Puma Energy es un orgullo y responsabilidad muy grande ser los representantes de la marca Texaco en el país, siendo partners de un actor global como lo es Chevron y sinergizando nuestras capacidades operativas y comerciales con Iconic en Brasil, nos pone muchas expectativas de crecimiento en el mercado argentino. Esto es sin duda una complementación a todo lo que ya venimos haciendo estos años y muestra el compromiso de la empresa para continuar consolidándose en todos los segmentos” destacó Luis Rodríguez, Lubricants Business Manager de Puma Energy.

“El lanzamiento de Texaco en materia de lubricantes es un paso clave para la compañía porque nos permite llevar la oferta de calidad con nuevas soluciones para los segmentos de la industria Oil & Gas y minería que están en pleno crecimiento en el país, junto con el ya importante segmento de agro y el mercado automotriz”, agrego Rodríguez.

«Alineados con nuestra estrategia de avanzar en el mercado sudamericano, con mucho entusiasmo y confianza, anunciamos el regreso de la marca Texaco a Argentina, uno de los mercados más grandes de la región. Para ello, firmamos una alianza con Trafigura, que será nuestro distribuidor local, quien tiene mucha experiencia y conocimiento de las características, exigencias, desafíos y oportunidades del mercado», afirmó Paulo Gomes, director comercial de Lubricantes Texaco en Brasil.

“La marca Texaco, ya conocida por el público argentino, regresa con el propósito de ofrecer sus productos a los diversos segmentos de empresas, así como a los diferentes perfiles de clientes finales, una amplia gama de lubricantes, grasas y refrigerantes con tecnología de punta y calidad aprobada y recomendada por los principales fabricantes de equipos y motores del mundo, destacando las marcas Havoline, Ursa, Delo y Marfak, así como Rando y TDH Oil en particular para el segmento agro. La estrella de Texaco y sus productos continúa su camino de crecimiento y expansión en la región, de manera consistente y con socios de gran relevancia en los mercados que opera», agregó.

Texaco es reconocida por la calidad de sus lubricantes y grasas, elaborados con tecnología de punta para atender las características de automóviles, motos y vehículos pesados, generando alto rendimiento y mayor protección a los motores.

Entre los productos que se comercializarán, se destacan las líneas Ursa y DELO (dirigidas a motores diésel) y Havoline (dirigidas a motores a gasolina, etanol y GNC). Además, el portfolio cuenta con productos reconocidos en el mercado agrícola por su desempeño y excelencia.

Los mismos son:

Ursa Premium TDX SAE 15W-40: Aceite lubricante mineral para motores diésel de 4 tiempos, recomendado para equipos pesados de uso en la construcción, industria minera, marítima y agrícola entre otras aplicaciones de alta demanda.

Marfak MP2: Grasa de litio, recomendada para lubricar rodamientos en equipos automotrices y agrícolas. 

Marfak MP3: Grasa de litio para lubricación de rodamientos en automóviles y equipos agrícola e industriales

TDH Oil Special: fluido mineral multifuncional que protege los equipos

TDH Oil: fluido mineral multifuncional, que ofrece mayor estabilidad térmica y resistencia a la oxidación, recomendado para uso en tractores y cosechadoras.

Multigear EP SAE 90: lubricante para diferenciales y cajas de transferencia que ayuda a extender la durabilidad de las piezas, alarga la vida útil del aceite, protege contra el óxido y la corrosión y es adecuado para temperaturas y ambientes variables. Recomendado para tractores, cosechadoras, pulverizadores y camiones bitren.

Rando MV 68: aceite lubricante mineral de alto índice de viscosidad para sistemas hidráulicos. También se puede utilizar en compresores, motores eléctricos y sistemas circulatorios industriales.

Delo Gold Ultra S SAE 10W40: aceite sintético de alto rendimiento para motores de vehículos pesados.

Havoline ProDS V SAE 0W-30 es un lubricante formulado con aceites base 100% sintéticos de alto. Recomendado para uso en autos, pick-ups y vehículos todoterreno.

, Redaccion EconoJournal

Pablo Tarca, director general de Transener; Pablo Brottier, director comercial de Sacde; y Fernando Pini, director de Asuntos Corporativos de DESA, participaron de la primera edición del Renewables Day organizado por EconoJournal. Los directivos debatieron sobre cómo viabilizar la ampliación de la infraestructura eléctrica y marcaron cuáles son los pasos a seguir para solucionar los obstáculos que se le presentan al sector.

Tarca explicó que la demanda en los últimos años creció un poco más del 100% y que los transformadores conectados directamente al sistema de transporte crecieron en la misma magnitud. Sin embargo, remarcó que el sistema de transporte creció sólo un 50%. “No hay capacidad para recibir mayor oferta de generación para alimentar la demanda. Nosotros operamos un sistema que tiene un automatismo que permite utilizar los sistemas en los momentos de alta exigencia garantizando la estabilidad. Hoy nuestro sistema comienza a tener activo ese automatismo con demandas del 70%. Es una señal clara de que el sistema está saturado”, advirtió.

El ejecutivo de Transener destacó: “Nosotros tenemos el 60% de la demanda nacional concentrada entre el AMBA y el sur del Litoral y los recursos de generación están distribuidos. Entonces el sistema de transporte es el único mecanismo con el cual uno puede lograr bajar el costo de despacho porque así la demanda concentrada se va a poder alimentar con la generación eficiente, que no está cerca de la demanda. El no tener sistema de transporte te obliga a tener generación cercana a la demanda con costos de despacho mucho más altos”.

Cuellos de botella

Sobre este punto, Tarca marcó que frente a este escenario hay consecuencias de suministro debido a los mayores costos. “Cualquier generación que se tiene que colocar cercana a la demanda generalmente consume líquido. Esto permite abastecerla, pero no de manera eficiente”.

Brottier consideró que “el sistema está oxidado. Hace ya más de 10 años que no se hacen obras de tendido. Es difícil desde la gestión. Cuando uno hace una línea de alta tensión y sus estaciones, el 70% son provisiones complejas. Con lo cual, toda la red de proveedores, todo el supply de una línea de alta tensión y sus estaciones es muy importante”.

El directivo de Sacde también destacó: “Cuando miramos las líneas de alta tensión, los 10.000 kilómetros, realmente el plazo de entrega más desafiante tiene que ver con los transformadores. Estamos hablando de 24 y 18 meses. El resto no tiene esa complejidad. Nosotros podemos, en un horizonte de tres años, implantar en la Argentina las líneas más urgentes y necesarias. El sistema, a través de la eficiencia, va a ahorrar el dinero que se necesita, la asistencia del Estado es mínima”.

Brottier consideró que, además, cuando se piensa en el tendido de nuevas líneas, se debe analizar y diferenciar los dos tipos de líneas que necesita la Argentina. “Una cosa son las líneas en el llano AMBA I Vivoratá- Plommer, Río Diamante – Plommer. Y otra cosa distinta es cuando vamos a proyecto Puna o de alta montaña. Se trata de obras remotas que exigen mucha organización para poder hacer líneas mineras, por ejemplo. Tenemos expectativas en el distrito minero de Malargüe en Mendoza, que cuando explote también lo va a hacer la demanda eléctrica en la provincia”.

Pini sostuvo que “tenemos el cuello de botella en la capacidad de transporte por una cuestión de diseño regulatorio que no hemos podido resolver en los últimos 20 años. Desarrollamos bajo el esquema del FREBA proyectos de generación distribuida renovable. Hoy no hemos podido recuperar la economía regulada. Estamos con una problemática de coyuntura”.

También, aseveró que en la próxima revisión tarifaria se deberá considerar un plan adicional para solucionar los cuellos de botella y lograr un sistema eficiente.

Pini exhibió que en la Argentina hay 15 millones y medio de medidores inteligentes y que sólo hay 600.000 en recambio. “Recientemente hubo una resolución en la que se estableció que el Banco Nación iba a financiar la eficiencia energética. Los medidores están mezclados entre los hornos eléctricos, las pavas eléctricas. Hay un tratamiento desde el ENRE, pero no hay un diseño de financiamiento específico. El medidor inteligente es mandatario en este momento para avanzar con un proceso de regulación y adaptación a la transición energética”.

El directivo de DESA advirtió: “Si no adaptamos la infraestructura en distribución para acompañar al usuario en su comportamiento se va a producir un colapso, una falta de control de la red. Muchos de los proyectos que se están posando en baja y media tensión van a empezar a jugar sin planificación ni control si es que nosotros como distribuidores no tenemos los elementos regulatorios necesarios para acompañar ese camino.

Rol del Estado

En cuanto al rol que debe ocupar el Estado, Brottier consideró que “tiene que ayudar a estructurar, a fomentar, pero no necesariamente pagar por estos proyectos porque el propio sistema puede hacerlo. Tenemos que traer a la Argentina la última tecnología en cuanto al tendido de cables, hacer micropilotes y entrenar a la gente”.

Tarca, bajo esa misma visión, aseguró que “independientemente de que hoy el Estado no tiene capacidad para pagar, creo que hoy no hace falta. Hay maneras de que esto se financie de otro modo. Sí se necesita un Estado que ayude en toda la parte administrativa para que no lleve 60 días hacer una audiencia pública. Las líneas estructurales van a permitir que entren 2200 megas eficientes. Esos megas bajan el costo del despacho al medidor que este en Salta, Santa Fe, Santa Cruz. Esas obras tienen que ser pagas por el 100% de la demanda”.

Por último, el referente de Transener consideró que “esto se podría lograr a través de incremento en cada una de las facturas de luz de un 1,7% durante tres años, para que se ejecute la obra sin necesidad de financiamiento externo. “Nuestro modelo regulatorio prevé que las ampliaciones deben estar financiadas por los beneficiarios”, finalizó.

, Loana Tejero

Pampa Energía, el mayor jugador del mercado eléctrico argentino y uno de los principales productores de gas del país, emitió una Obligación Negociable (ON) clase 22 en el mercado local a cuatro años por US$ 83.977.835. El objetivo que persigue la compañía con esta transacción es avanzar en el desarrollo del shale oil en su yacimiento Rincón de Aranda y mantener su producción de gas.

La empresa informó a través de un comunicado que los inversores recibirán una tasa fija de 5,75% con vencimiento en 48 meses. La colocación recibió órdenes por más de 93 millones de dólares en total.

Inversión

A partir de la adquisición del yacimiento Rincón de Aranda en Vaca Muerta, Pampa invertirá 1.200 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo y alcanzar aproximadamente 50.000 barrilles diarios en 2027. 

“La compañía continúa liderando el segmento de producción de gas, gracias a sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata. En la actualidad, es la tercera productora de la cuenca neuquina, con un promedio de 14.5 millones de m3/día”, destacaron desde Pampa Energía.

En los primeros días de septiembre, la firma también emitió un bono internacional en Nueva York por US$ 410 millones de dólares a siete años con un cupón de tasa de 7,95%. La razón de esa emisión tuvo que ver con aliviar los vencimientos del bono de US$ 750 millones que vence en el 2027 y mejorar el perfil de deuda de la compañía de cara a las inversiones que prevén para los próximos años.

Gracias a esa acción, la compañía recibió ofertas por más de US$ 1700 millones de dólares y, según informaron, la licitación que incluyó a importantes fondos de inversión internacionales.

, Redaccion EconoJournal

La química Dow anunció el cese de la operación en su fábrica de polioles y derivados (negocio de poliuretanos) de Puerto General San Martín, Departamento de San Lorenzo, en Santa Fe. Según informaron desde la compañía la decisión no tiene que ver con el contexto actual de la Argentina ni de la provincia de Santa Fe en particular, sino que forma parte del cambio del plan estratégico de la empresa a nivel global. “La unidad productiva de San Lorenzo estuvo operando a bajas tasas de utilización como resultado de la marcada y constante retracción de la demanda de poliuretanos en todo el mundo. Durante el último año, la compañía también ha cesado operaciones en fábricas de este tipo en América del Norte, Europa y Asia”, indicaron.

Desde la empresa que preside Dolores Brizuela, detallaron que la medida alcanza a 40 trabajadores de la compañía quienes ya fueron notificados de la decisión de acuerdo con las leyes laborales argentinas. En esa misma línea, destacaron que “la empresa se encuentra acompañando a los empleados y a quienes se les pondrá a disposición un paquete de beneficios económicos y sociales para atravesar este escenario”.

Complejo productivo

“Dow está presente en Argentina desde hace más de 65 años y seguirá comprometida con el crecimiento de su complejo productivo de fabricación de etileno y polietileno en Bahía Blanca, la operación más grande de America Latina, donde en los últimos cinco años se han concretado importantes inversiones en proyectos de crecimiento, confiabilidad, sostenibilidad y mejoras, con grandes expectativas de seguir invirtiendo en el país para seguir creciendo de una manera sustentable”, concluyeron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

En el marco de la celebración por el 32° aniversario de la Unión Industrial de Bahía Blanca (UIBB), el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) y esta entidad bahiense firmaron una alianza estratégica colaborativa,con el objetivo de potenciar el desarrollo de la industria petroquímica y mejorar la competitividad de las empresas en la región.

Durante el acto y en nombre de la entidad educativa del sector petroquímico, Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, reconoció la labor de la UIBB en la promoción y defensa de los intereses de la industria local, y, además, hizo entrega de una plaqueta conmemorativa como confirmación de la alianza estratégica entre entidades, la cual fue recibida por el presidente de la UIBB, Gustavo Elías.

Impacto

Con motivo de esta alianza, Rodríguez Garrido del IPA®, destacó que “la colaboración entre el Instituto y la UIBB es fundamental para abordar los desafíos actuales del sector, impulsar la innovación, y fomentar iniciativas que generen un impacto positivo en la economía local y nacional. Juntos, seguiremos construyendo un futuro próspero, tanto para la industria petroquímica como la general en todo el país”.

La Unión Industrial Bahía Blanca, creada un 30 de septiembre de 1992, representa y promueve el desarrollo de las actividades industriales en Bahía Blanca y sus alrededores. Con plena autonomía, colabora con autoridades a nivel nacional, provincial y municipal, abogando por el progreso tecnológico. Asesora a sus asociados en todos los temas concernientes al funcionamiento, desarrollo y crecimiento de su empresa y se vincula con entidades similares de otras regiones para mejorar el desempeño industrial, según destacaron.

Por su parte, el Instituto Petroquímico Argentino es una institución privada sin fines de lucro, cuyos objetivos fundamentales son: La promoción de la investigación tecnológica aplicada. La realización de estudios y análisis sectoriales. La capacitación de técnicos y profesionales para la actividad petroquímica, y la realización de otros servicios que apuntan al desarrollo de la petroquímica. “Vale destacar que la estructura societaria del IPA® es única, pues son sus miembros empresas públicas y privadas, de producción, distribución, comercialización, ingeniería, instituciones universitarias y de investigación y profesionales independientes”, remarcaron desde el IPA.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) convocará en los próximos días a audiencias públicas para avanzar con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de transportistas y distribuidoras que operan bajo jurisdicción federal. Fuentes oficiales informaron a EconoJournal que la audiencia de transporte tendrá lugar el 4 de noviembre y la de distribución el 20 de ese mismo mes para que los nuevos cuadros tarifarios comiencen a regir a partir del 1 de enero de 2025.  

El gobierno de Javier Milei publicó el 18 de diciembre del año pasado el DNU 55 que declaró la emergencia en el sector energético hasta el 31 de diciembre de 2024. Ese decreto estableció que el interventor del ENRE tiene la facultad para avanzar con la revisión tarifaria la cual debe estar lista para esa fecha. Mientras tanto, lo que se ha venido haciendo desde entonces adecuaciones transitorias de tarifas para garantizar la continuidad y la normal prestación del servicio.

La negociación de esta RQT llega luego de varios incumplimientos cruzados ya que los gobiernos anteriores frenaron las subas de tarifas fijada en la última revisión quinquenal de 2016 y las empresas ralentizaron sus planes de inversión y dejaron de pagar parte de la energía tomada del sistema. Sin embargo, el saldo de esa cuenta se discutirá entre las empresas y la secretaría de Energía en otra mesa.

Durante la gestión de Sergio Massa se había evaluado establecer un cargo en la nueva tarifa para compensar a las concesionarias por el atraso tarifario, pero esa opción ahora está descartada porque en el gobierno afirman que no se le puede cobrar a los usuarios un cargo adicional por una prestación pasada cuando en la boleta nunca figuró ninguna deuda.

Lo que se evaluará entonces en la RQT es cuál es el nivel de tarifas necesario para garantizar la prestación de servicio y las inversiones durante los próximos 5 años. Un tema en discusión es si dentro de ese plan de inversión que debe asegurar la tarifa para modernizar las redes van a estar contemplados los medidores inteligentes. En Argentina menos del 5% de los usuarios tiene actualmente esos medidores, mientras que en países vecinos como Uruguay ese porcentaje trepa al 80%.

Empresas que participan

Las empresas alcanzadas por esta RQT son las dos distribuidoras que dependen del Estado Nacional (Edenor y Edesur), la transportista interregional (Transener) y siete transportistas regionales (Transnea, Transnoa, Distrocuyo, Transcomahue, EPEN Transporte, Transpa y Transba) y unas 15 transportistas independientes, que operan bajo la supervisión del concesionario de cada área como, por ejemplo, Líneas de Transmisión del Litoral S.A. (LITSA).  

Las empresas tienen que elevar sus pretensiones económicas, las cuales serán expuestas en las audiencias públicas para que las asociaciones de usuarios y entidades industriales formulen sus objeciones y comentarios. Una vez cumplido ese paso, el ENRE definirá los cuadros tarifarios, los cuales deberán estar listos a fines de diciembre.

La RQT está contemplada en la ley 24.065 que regula al sector eléctrico, pero desde su sanción en 1992 fueron pocos los años en los que se cumplió con esa normativa: entre 1992 y 2001 y luego un breve período entre 2016 y 2019.

, Fernando Krakowiak

Una falla registrada a las 7.12 de este jueves en el interruptor de la máquina Nº 5 —una turbina de vapor— de Central Costanera justo cuando la unidad estaba en plena sincronización para empezar a despachar energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) terminó provocando un gran apagón en el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA), tanto en barrios del sur de Capital Federal como en algunas localidades del conurbano dentro de la concesión de Edesur. Así lo indicaron fuentes del sector eléctrico a EconoJournal.

El problema no se originó en la red de distribución de Edesur, sino que tuvo su génesis aguas arriba de la cadena, en el segmento de generación de electricidad, más precisamente en el ciclo combinado Buenos Aires, una de las unidades que integran Central Costanera, una de las dos principales usinas encargadas de abastecer la demanda eléctrica del AMBA.

Central Costanera es propiedad de Central Puerto, una sociedad que también es dueña de la central homónima que está emplazada en la costanera norte de la ciudad de Buenos Aires. La compañía es controlada por un holding integrado por un grupo de empresarios locales entre los que figuran Guillermo Reca, el accionista con mayor injerencia en la gestión diaria de la empresa, y también Eduardo Escasany; la familia Miguens Bemberg y algunos integrantes de la familia Caputo (no así Nicolás, estrechamente ligado al ex presidente Mauricio Macri, que vendió su participación accionaria hace algunos años), entre otros.

La falla

La falla en la máquina turbovapor del ciclo Buenos Aires activó los sistemas automáticos de protección de la Central Dock Sud, ubicada en un terreno contiguo al de Costanera, que también salió de operación. Por eso, se produjo una pérdida de potencia de unos 550 megawatt (MW) en la red de Edesur, que a raíz de eso debió cortar el servicio en barrios de la zona sur de Capital Federal. El corte incluso afectó el funcionamiento de todas las líneas del Subte y del Premetro.

Central Puerto deberá ahora reparar o reemplazar el interruptor de la máquina turbovapor dañado. Los trabajos, en caso de contar con los repuestos correspondientes, podrían demandar una semana. El resto de las unidades de generación de Central Costanera —en su mayoría, otras máquinas turbovapor que también salieron de operación— reingresarían al sistema en las próximas 24 horas. No así el mayor ciclo combinado de Costanera, que justo está en proceso de parada de planta para prepararse para el verano, que estará fuera de servicio unos 20 días más.

Las fuentes consultadas indicaron que, más allá del importante corte registrado esta semana en el AMBA, la situación no fue tan grave porque en octubre la demanda de energía atraviesa un valle antes de la llegada de los meses de calor. De hecho, el consumo máximo previsto para hoy ronda los 20200 MW, según datos de Cammesa, el organismo encargado del despacho de energía. Si la falla de hoy se hubiese registrado en pleno pico de calor en diciembre, el escenario habría sido mucho más complejo. Por eso, de cara a los próximos meses de calor, el gobierno oficializó ayer la resolución mediante la cual estableció un programa de emergencia para cubrir el despacho de energía en el verano.

Desde Edesur, a través de un comunicado oficial, informaron que: «Se registró una falla ajena a Edesur en la generación de energía, que afectó a varias subestaciones de la compañía. Nuestros técnicos se encuentran trabajando para restablecer el servicio paulatinamente, a medida que las condiciones estén dadas».

A su vez, fuentes del sector eléctrico le indicaron a este medio que con la generación de Dock Sud en servicio, que se encuentra en proceso de arranque, no se observan inconvenientes para abastecer la demanda de hoy, en el caso de que no vuelvan las dos máquinas turbovapor de Central Costanera ni el ciclo combinado de Buenos Aires. También, que ya se encuentran en servicio las turbinas de gas chicas de Dock Sud, la 7 y la 8, generando 33 y 23 MW, respectivamente.

, Redaccion EconoJournal

PCR está decidida a seguir impulsando obras concretas para participar activamente del abordaje de una de las principales problemáticas que hoy desafía al sistema energético argentino: la necesidad de ampliar la vigente capacidad de transporte de electricidad. “Durante la primera edición del Plan RenovAr, hicimos una ampliación de 500 kilovoltios (Kv) en la Estación Transformadora Santa Cruz Norte. Fuimos pioneros en incluir este tipo de obras en el costo de un proyecto”, reivindicó Martín Brandi, CEO de la empresa, al disertar en el panel ‘Sinergias entre recursos renovables y naturales’, en el Renewables Day organizado por EconoJournal.

En la segunda edición del Plan RenovAr, prosiguió el directivo, PCR realizó otra ampliación de 500 Kv en Bahía Blanca, trabajo al que sumó la instalación de un transformador trifásico de 300 MVA. “Ahora, en el marco del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuentes Renovables (MATER), identificamos la oportunidad de ejecutar una obra relativamente barata en función del volumen de transporte a destrabar: el reemplazo de capacitores en Bahía Blanca y en Ezeiza. Vamos a incrementar en 440 megawatts (MW) la capacidad de transporte bahiense. De ese total, 180 MW corresponden a Olavarría y 260 a Bahía Blanca”, detalló.

A su criterio, por estos días no hay tantas oportunidades similares por aprovechar en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). “No obstante, sería valioso, como parte de la transición hacia un nuevo marco regulatorio en virtud de la inminente caducidad de la Ley 27.191, que el Gobierno apuntale la concreción de esta clase de proyectos. Se trata, en definitiva, de obras con relativo bajo costo que pueden ser amortizadas y recuperadas a partir del precio de la energía. En esa misma dirección, hacen falta incentivos para que los generadores evalúen y realicen este tipo de ampliaciones”, opinó.

Resulta obvia, enfatizó, la importancia de que el Estado instrumente los mecanismos necesarios para promover la construcción de una nueva línea de 500 Kv. “Mientras tanto, las obras de menor envergadura ayudan a maximizar la infraestructura disponible. Eso es algo que los generadores perfectamente podemos hacer, siempre y cuando haya señales de precios adecuadas”, reflexionó.

Mejoras regulatorias

De acuerdo con Brandi, llevar a cabo una optimización de la red de transporte es equivalente a poner la energía en la demanda. “En nuestro caso, estamos actuando vía MATER, incorporando la obra como costo del proyecto. El problema, en cuanto al precio de la energía, es que debemos competir con actores que no están realizando ninguna obra. Es cierto que gozamos de prioridad plena, pero sería bueno contar con un nuevo marco regulatorio del mercado que garantice señales de precios que orienten la disposición de la energía”, insistió.

De ese modo, justificó el CEO de PCR, un parque eólico en Bahía Blanca que tenga una determinada obra asociada estará en condiciones de competir con otro en Comodoro Rivadavia, donde el recurso natural pueda ser mejor, pero la infraestructura de transporte resulte más limitada, o incluso con un complejo emplazado cerca del Río de la Plata, en el epicentro de la demanda. “La idea sería facilitar la concreción de la iniciativa más conveniente”, subrayó.

Menores costos

Poco después de la pandemia, recordó Brandi, los precios de equipamientos y servicios logísticos se habían elevado demasiado. “Vale aclarar que en la Argentina se construía igual, básicamente porque no había muchas otras opciones para utilizar la moneda local, en un contexto con emisión a tasa cero”, evocó.

Afortunadamente hoy el escenario es otro, comparó, ya que el costo de instalación del MW de potencia eólica o solar se volvió más competitivo en relación con el gas natural. “No casualmente emprendimos un primer proyecto híbrido: estamos construyendo 18 MW solares en un parque eólico de 110 MW en San Luis. Por las características del lugar, las curvas de generación tanto eólica como fotovoltaica son complementarias, lo que nos permite maximizar la capacidad de transporte eléctrico. Usamos la misma subestación y tenemos una única prioridad de despacho para todo el complejo, que puede operar de manera híbrida prácticamente en simultáneo durante todo el año”, puntualizó.

En síntesis, resumió, para bajar los costos en el sector se precisa creatividad y eficiencia. “No se puede prosperar en la industria de las energías renovables si no se acciona de manera ágil y eficiente, aprovechando la infraestructura disponible. Los proyectos no admiten retrasos ni pérdida de competitividad”, aseveró.

La Ley 27.191, expresó el ejecutivo, brindó estímulos innegablemente positivos para la industria que se tradujeron en inversiones, tales como la posibilidad de contractualizar por hasta un 20% de la demanda. “Tiene sentido prorrogar ese tipo de facilidades. Sería relevante, además, que el nuevo normativo imponga en la práctica la estabilidad fiscal de la que sólo dispusimos en términos teóricos”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

La primera línea de las principales empresas de generación de energías renovables debatieron este miércoles cómo ampliar la demanda local de electricidad a fin de capturar nuevos mercados en el corto y mediano plazo. Directivos privados advirtieron que la posibilidad de alcanzar nuevos contratos bajo la órbita del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables) comenzó a agotarse. Esa fue una de las consideraciones que surgieron del panel “Visión de corto y mediano plazo de empresas generadoras” del Renewables Day, el evento organizado hoy por EconoJournal en el Club Hípico Alemán.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, la mayor generadora de energías renovables del país, subrayó que “hay un agotamiento potencial del MATER. Si no tenés idea de a quién le vas a vender la energía, en qué plazos y en qué estructura contractual, ¿es conveniente lanzarnos a construir infraestructura?”.

El titular de Genneia añadió que “la contractualización es extremadamente importante. No podemos pasar de una contractualización, que fue un círculo virtuoso, como el programa RenovAr, a la nada. Encontramos permeabilidad en el gobierno para escuchar. Tenemos que debatir una transición contractualizando y debatiendo cómo se estimula la energía renovable en un mercado donde tengo energía vieja y amortizada y cómo estimulo la transmisión”.

También remarcó que es relevante “un marco regulatorio estable, una definición para una transición que atienda los temas de contractualización y una definición sobre la transición que no sólo marque a dónde queremos llegar, si no que defina cómo va a ser. Nosotros como generadores somos un sector que no necesitamos ningún tipo de subsidios, lo que necesitamos es una industria de capital intensivo y financiamiento a largo plazo y eso requiere definir la contractualización”.

Línea minera

Central Puerto es el mayor generador del mercado que, con la compra de Central Costanera, concretada en 2023, tiene un rol estratégico en el abastecimiento de energía en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Sobre la viabilización de los proyectos que tienen como objetivo abastecer a la minería, Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de la compañía, explicó que “la Cordillera y los desarrollos de litio son parte de los objetivos de Central Puerto«. «En la Puna, lo que vemos para llegar a esa demanda es que lo más eficiente para vincular la oferta es a través del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Cuando hacemos los números, vemos que los costos a lo que están expuestos esos proyectos son sumamente elevados y que le podemos dar una herramienta de competitividad en términos de precios y en calidad de abastecimiento”, afirmó el ejecutivo.

Además, destacó que “en el sector minero hoy tenemos una pequeña participación del proyecto Diablillos (plata y oro), que queda en el límite de Salta y Catamarca. Esperamos que este proyecto evolucione a la fase de producción. Los tiempos son más elevados que los desarrollos de litio, pero cuando avanzan los números se cuentan de a cientos de megavatios”.

AMBA

El ejecutivo de Central Puerto también se refirió a la situación energética del AMBA: “lamentablemente nos encontramos con unidades que son muy viejas, están en un período de transición para el cambio tecnológico. Son unidades de ineficiencia no acordes a lo que deberíamos tener en el AMBA”.

“Hace faltan reglas del juego para que en dos, tres, cinco o siete años se evolucione hacia las unidades de generación eficiente. Desde Central Puerto creemos que la transición a máquinas eficientes se puede hacer pero la demora de entre 14 o 15 meses hasta dos años y medio. Pensar en proyectos de menos de 24 meses no sería lógico”, concluyó.

, Roberto Bellato

Manuel Santos Uribelarrea, presidente de MSU Energy, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, fueron dos de los expositores principales del panel “Visión de corto y mediano plazo de empresas generadoras” del Renewables Day, el evento organizado por EconoJournal realizado este miércoles en el Club Hípico Alemán. El ejecutivo de MSU Energy señaló que la empresa está analizando avanzar en un proyecto de generación fotovoltaica bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Por su parte, Mandaron describió los planes de YPF Luz para abastecer la demanda de energía de la minería del futuro.

Uribelarrea adelantó en el Renewables Day que “no buscamos que el Estado subsidie, pero sí que dé un marco de incentivo a las inversiones porque la macro es muy inestable. El RIGI lo que va a posibilitar es pensar en algunos proyectos de inversión de mayor escala. Hoy estamos con un proyecto de 300 MW fotovoltaicos en Catamarca que estamos analizando avanzar bajo la figura del RIGI”.

Además de estar evaluando la inversión para los próximos dos o tres años del proyecto fotovoltaico en Catamarca, la compañía de generación en la actualidad está terminando otros proyectos por 300 MW que pondrá en operación antes de fin de año y comenzará a construir estos días un nuevo desarrollo por otros 100 MW más.

“La presión impositiva que tenemos en la Argentina comparada con algunos países vecinos es muy elevada. El RIGI lo que hace es ubicarnos en una igualdad con esos países. Cuándo nos preguntan por qué Chile tiene costos más baratos de energía renovable. No es porque sean mejores, sino porque tienen menor costo de capital, que es fundamental, y porque tienen menor presión impositiva. Pero cualquiera de las compañías de generación de la Argentina puede competir con un generador chileno sin lugar a dudas”, añadió el presidente de MSU Energy.

Generar más demanda

Por su parte, Martín Mandarano expresó que “la demanda del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables) se está terminando y entramos en una zona de alta competencia. Desde YPF Luz creemos que tenemos que pensar este negocio como viabilizadores de una nueva industria que permita generar más demanda”.

El CEO agregó que “hoy desde la compñía nos pensamos como viabilizadores eficientes de las nuevas demandas que están por venir, que nos permitan como país y como sector poder seguir creciendo, como por ejemplo, la minería. Proyectos de litio, de cobre, también el oil & gas y el agro con el riego”.

“En nuestra estrategia, la idea es en un futuro capturar 400 MW de la demanda de litio, alrededor de 600 MW en la minería de cobre. En oil & gas ya tenemos mucho, pero tenemos en planes capturar 200 MW más. En el sector del agro, que son proyectos más chicos, llegaremos a estar entre 50 y 100 MW”, relató Mandarano.  

Sobre la ampliación de la capacidad de transporte eléctrico, Mandarano describió “los generadores podemos hacer obras de ampliación de transporte dedicadas a la demanda. Pero las grandes ampliaciones del sistema de transporte es un problema que viene desde 1992, porque la desregulación del sector eléctrico que se hizo tuvo el problema de que la tarifa no obligó a los transportistas a hacer obras, a invertir en proyectos de ampliación, a diferencia del sistema de gas”.

Por último, el CEO de YPF Luz subrayó que “el Proyecto Puna es viable, depende de que podamos llegar y sumar energía a los desarrollos de litio. Creo que la minería de litio es una ventana corta y tenemos que ser muy rápidos porque si no tal vez se pasa”.

El proyecto Puna de YPF Luz tiene como objetivo la interconexión eléctrica en alta tensión de proyectos mineros y comunidades del sector cordillerano de Salta y Catamarca. Son 300 kilómetros de extensión que tendrá una capacidad de 300 a 500 megavatios.

, Roberto Bellato

El secretario Coordinar de Energía y Minería, Daniel González, ofreció detalles sobre el Plan de Contingencia y Previsión que el gobierno publicó este miércoles en el Boletín Oficial y con el que busca reducir el riesgo de cortes de luz durante el próximo verano.  “Todos saben que el año pasado en el verano la crisis pegó en el palo porque no había ninguna reserva de potencia. Este verano tenemos algo menos de potencia disponible. No sabemos cuánto calor va a hacer. No sabemos cuánta agua va a haber en Brasil, pero estamos preparándonos para el peor escenario. Esta resolución que salió hoy busca mitigar esos riesgos con medidas de mercado”, aseguró al inaugurar la jornada Renewables Day que EconoJournal organizó en el Club Hípico Alemán. También analizó la política tarifaria, el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) y el escenario que se abre para las energías renovables.

“La reducción voluntaria de carga para grandes usuarios es una medida de mercado. La remuneración de potencia y generación no es lo que uno querría hacer porque no estamos necesariamente incentivando a la generación más eficiente, que es lo que uno debiera hacer en el largo plazo, pero hacemos lo que podemos con las restricciones presupuestarias que tenemos para tratar de mitigar los riesgos en el corto plazo”, sostuvo al justificar las medidas incluidas en el Plan de Contingencia.

Daniel González inauguró la jornada Renewables Day que EconoJournal organizó en el Club Hípico Alemán

“Hay algo que falta ahí que son las restricciones de transmisión. Ustedes saben que la demanda ha crecido el doble que lo que ha crecido transmisión. Por lo tanto, cuando han tratado de identificar lugares para instalar sus proyectos renovables la restricción número uno es donde conectarse. No falta mucho para que salgamos con una solución de mercado. Las soluciones pasadas donde el Estado se hace cargo no van más. Hay un cambio de paradigma”, le dijo González a los empresarios que colmaron el salón.

Según el funcionario, la verdadera solución a la problemática sectorial se dará en etapas. “Como pensamos en el largo plazo no queremos agregarle disrupción al sistema. Es imposible, por ejemplo, impulsar la libre contractualización cuando las distribuidoras aún no tienen tarifas. Es por ello que encaramos la recomposición de los cuadros tarifarios”, explicó el ex CEO de YPF.

Por supuesto, reconoció, que aún resta camino por recorrer. “Nadie está conforme con lo hecho hasta ahora, pero lidiamos con dificultades que no son solucionables en lo inmediato. Heredamos un sistema donde la demanda pagaba menos de un 30% del costo de la oferta. El Estado no podía hacerse cargo de tamaña diferencia. Ahora estamos cerca del 80 por ciento. Vamos por la dirección correcta”, reivindicó el funcionario.

El Presupuesto Nacional 2025, señaló, contempla una reducción adicional de los subsidios cuya aplicación no será nada sencilla. “Tenemos claro el esfuerzo que viene haciendo la gente. Quizás estemos frente a un cambio cultural que algunos no habíamos previsto. No obstante, eso tiene ciertos límites. No podemos actualizar las tarifas de la noche a la mañana”, remarcó.

El escenario para las renovables

Específicamente con respecto a la evolución experimentada en los últimos tiempos por el segmento renovable, destacó su alto nivel de aporte a la optimización de la matriz energética argentina con escasa ayuda estatal. “Es muy impresionante ver cómo se expandió esta industria pese a las limitaciones en la transmisión, la falta de financiamiento y las restricciones cambiarias. Puede decirse, incluso, que creció a pesar del Estado. Nos encantaría que siguiera haciéndolo, pero ahora de forma genuina, bajo condiciones adecuadas y sin afectar el costo fiscal”, sostuvo.

A través del RIGI, prosiguió, se está fomentando la concreción de nuevos proyectos. “Se trata de un aporte del Estado a la economía nacional en general y no a ciertos sectores en particular. En un país normal esta iniciativa no tendría razón de ser, pera dada nuestra realidad se torna necesario ofrecer ventajas impositivas y cambiarias que puedan beneficiar a distintos ámbitos, incluido el de las energías renovables. No estamos pensando, por el momento, en esfuerzos adicionales para dicho rubro”, subrayó.

Otros desafíos

La relación entre el Gobierno nacional y los distintos gobiernos provinciales, indicó González, suele ser muy buena, sobre todo en materia energética. “Por ahora no hay ninguna discusión iniciada con respecto a la posibilidad de que algunos distritos impongan impuestos a las energías renovables. Desde nuestro lugar, apuntamos a crear condiciones para que haya inversiones eficientes. Por ende, cualquier costo innecesario en el sistema va en contra de lo que buscamos. Estamos del lado de la inversión privada”, definió.

Otra prioridad, acotó, es recrear la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) en aras de que desempeñe sus funciones originales. “Para eso tiene que haber demanda dispuesta a contratar la oferta existente, lo cual hoy no está pasando. Sin Cammesa, en estos momentos no sé cuántas generadoras se mostrarían dispuestas a venderle a distribuidoras que aún no son sujetos de crédito. Venimos normalizando el sistema, pero todavía no está claro cuánto tiempo nos tomará hacerlo”, afirmó.

Parte de la normalización, insistió, tiene que ver con la revisión de las tarifas eléctricas para promover nuevas inversiones entre las distribuidoras y las transportistas. “Estamos cada vez más cerca de que eso sea una realidad. Hay que mirar cuánto hemos avanzado, dónde estábamos y adónde íbamos”, ponderó.

Finalmente, el funcionario se refirió a la importancia de bajar el costo medio de generación. “Esa es la mejor manera de reducir el tamaño del problema de los subsidios. Las energías renovables han contribuido mucho en ese sentido, a lo que debe sumarse una mayor disponibilidad de gas y el creciente apoyo de la iniciativa privada”, completó.

, Redaccion EconoJournal

Con el propósito de seguir impulsando la innovación energética en la Argentina, MSU Green Energy y Georgalos anunciaron un nuevo acuerdo de venta de energía renovable. La unidad de negocios de energías renovables del Grupo MSU abastecerá a Georgalos, una de las principales empresas de la industria alimenticia en Argentina, con energía limpia. “Este acuerdo no solo reafirma el compromiso de ambas compañías con el medio ambiente, sino que también impulsa la adopción de prácticas más ecológicas en el sector industrial”, destacaron desde las empresas a través de un comunicado.

Energía limpia para un futuro sustentable

El acuerdo permitirá que la planta de producción de Georgalos, en la localidad de Victoria, se abastezca de energía solar proveniente de los parques de MSU Green Energy. Esta iniciativa contribuirá a la reducción de la huella de carbono de Georgalos.

La energía solar provendrá del parque Pampa del Infierno, recientemente inaugurado, ubicado en la provincia de Chaco que cuenta con una capacidad instalada de 130MW.

“El acuerdo con Georgalos representa un hito en nuestra misión de proporcionar energía limpia y sostenible a las empresas argentinas. Estamos orgullosos de asociarnos con una empresa que comparte nuestra visión de un futuro más verde y eficiente.” señaló Manuel Santos Uribelarrea, Fundador y CEO del Grupo MSU.

Desde la empresa informaron que MSU Green Energy lidera el sector de energía solar con una inversión superior a 650 millones de dólares en 12 parques solares en diferentes etapas operativas destinados a instalar más de 835MW de energía verde. Estos proyectos ubicados en distintas regiones del país tienen el objetivo de fortalecer la infraestructura energética y contribuir hacia la transición hacia fuentes de energías más sostenibles.

Acuerdo

Por medio de este acuerdo, la firma garantizará una base de consumo energético de fuente renovable firme del 30% y proyecta inyectar un volumen adicional de abastecimiento limpio en sus plantas.

“En Georgalos creemos que la sostenibilidad es el camino hacia el futuro, no sólo para nuestra empresa sino para la industria en general. Este es un paso más en nuestra estrategia para reducir el impacto ambiental en nuestras operaciones, fomentando la conciencia social en el cuidado del medio ambiente”, manifiestó Guillermo Rimoldi, CEO de la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La Compañía Azucarera Los Balcanes, la principal productora de bioetanol de caña del país, puso en operación en la provincia de Tucumán una central de cogeneración de energía eléctrica que utiliza como fuente el bagazo, un desecho de la caña de azúcar. La planta está ubicada en el ingenio La Florida, en las afueras de San Miguel, y tiene una potencia instalada de 24 MW.

La nueva planta cuenta con dos turbogeneradores con una capacidad de hasta 12 MW cada uno, que le permite generar alrededor de 20 MW de energía eléctrica. Parte de esa generación va para el consumo del propio ingenio, donde producen bioetanol y azúcar. El excedente -de alrededor de 12 MW- lo vuelca al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Para esto, la compañía Los Balcanes, que también es uno de los principales productores de azúcar del país, construyó una estación transformadora que eleva la potencia de 13,2 kV a 132 kV y una línea de cuatro kilómetros para que se inyecte en el sistema nacional. La energía volcada al sistema es equivalente al consumo de 17.000 hogares residenciales.

Los dueños de la Compañía Azucarera Los Balcanes fundada en 1994 son el matrimonio Jorge Rocchia Ferro y Catalina Lunac. Cuentan con los ingenios Cruz Alta, Aguilares y La Florida (en las provincias del Noroeste hay casi 20 ingenios). La gerenta general de la empresa es la hija de ambos, Catalina Rocchia Ferro.

En el ingenio La Florida, buque insignia de la familia, está instalada la destilería, que produce 120.000 m3 de alcohol industrial que luego es deshidratado para aportar más de 10 millones de litros mensuales de etanol destinado a la mezcla con las naftas.

Jorge Rocchia Ferro, también presidente de la Unión Industrial de Tucumán, destacó en el evento de inauguración que “lo que tenemos que hacer como industria es duplicar las hectáreas de caña de azúcar para abastecer el 6% de etanol de caña al país. Además de las hectáreas que ya contamos, estamos expandiéndonos con las primeras 4.500 hectáreas en Santiago del Estero”.

La familia prefirió mantener en reserva el monto de la inversión que destinó para la planta de cogeneración y la nueva línea de transmisión, pero podría sumar algunas decenas de millones de dólares. En el evento participó también el gobernador de Tucumán, Osvaldo Jaldo.

Los Rocchia Ferro tienen en carpeta generar energía renovable a partir del desecho de la caña desde hace varios años. Es una idea que trajo la familia de la industria de etanol brasileña, ampliamente desarrollada. Pero el proyecto tuvo varios retrasos, sobre todo por los fuertes vaivenes económicos del país, explicaron.

Precios

La inauguración de la central estuvo atravesada por una preocupación que tiene el sector de biocombustibles porque el gobierno nacional mantiene pisado el precio regulado. Para contener la inflación, el gobierno retrasó este año los precios que le otorga por la Ley 27.640 al etanol, que se mezclan con las naftas en un 12% (distribuidos en un 6% el etanol de caña y 6% el de maíz), y también al biodiesel (aceite de soja), que se mezcla en un 7,5% con el gasoil.

Sobre la política de actualización de precios de los bios, el presidente de Los Balcanes Jorge Rocchia Ferro sostuvo ante una consulta de EconoJournal que “nosotros tenemos una ley que está vigente y el gobierno nacional no la cumple. Hoy el precio debería ser de 900 pesos y está en 657 pesos por litro de bioetanol. El gobierno tiene pisado el precio desde abril”.

En septiembre el gobierno autorizó una suba de 2% del bioetanol y biodiesel, un porcentaje bastante menor al que esperaban los productores. “La Secretaría de Energía en este tema está acéfala”, enfatizó Catalina Rocchia Ferro en una ronda con periodistas.

Pero esta visión coincide con la opinión generalizada de la industria de biocombustibles, que abarca a productores de caña del Noroeste, a plantas de etanol de maíz de Córdoba y de biodiesel de aceite de soja del centro del país.

Biomasa y bagazo

Los Balcanes vuelcan cerca del 60% de su producción a la elaboración de etanol y 40% para el azúcar. Construyó esta nueva central de biomasa bajo un contrato con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, del programa RenovAr, el plan para desarrollar las energías renovables en el país impulsado en 2016. El contrato es por 20 años y garantiza un precio de la energía de 94 dólares por megawatt por hora (MW/h).

La Compañía Azucarera Los Balcanes administra más de 25.000 hectáreas propias de cañaverales y muele cuatro millones de toneladas de caña de azúcar, que también les compran a cañeros.  

El bagazo es el desecho que queda luego del prensado de la caña, que tiene 80% agua y 20% fibra. Es un residuo de la producción de azúcar que la planta de cogeneración lo utiliza como fuente de biomasa. El bagazo permite generar vapor de alta presión y temperatura. El vapor alcanza una presión de 24 bar y la temperatura llega a los 310° centígrados.

Luego se dirige a los dos turbogeneradores de la nueva Compañía Eléctrica La Florida, propiedad de la familia, que generan la energía que, mediante la planta transformadora y la nueva línea de transmisión, la vende al SADI.

, Roberto Bellato

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, anunció este lunes que a partir de mañana la petrolera bajo control estatal bajará hasta un 2% el precio de los combustibles. Es la primera vez, al menos desde que se reestatizó la empresa en 2012, que YPF reduce voluntariamente el importe nominal de las naftas y gasoil en su red de estaciones de servicio sin que exista una crisis global o una pandemia de por medio. Marín señaló en declaraciones a Radio Mitre que la retracción —en algún punto simbólica— de los precios se explica por la caída del precio internacional del petróleo, que desde fines de agosto se retrajo cerca de un 9 por ciento.

Sin embargo, el descenso del precio del Brent no alcanza para explicar por sí sola la baja de los precios en surtidor. En el reverso, la medida está cargada de una intencionalidad política. En el manejo de la narrativa, la decisión permite a YPF dejar atrás el impacto negativo que supuso la eventual salida de Petronas del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) y recuperar la iniciativa con una medida que le suma puntos con la primera línea del gobierno y también frente a la opinión pública.

Números

En términos estratégicos y si se analizan en detalle los números del negocio de refinación de crudo, la de YPF es una apuesta de riesgo que no será sencillo de sostener en el tiempo. Es que si bien el Brent registró una caída incontrastable en los últimos 30 días, el precio del barril internacional promedió los 74 dólares durante septiembre. Si a ese valor se le descuenta el impacto de las retenciones (que representan un 8% del precio de venta al exterior), el precio de paridad de exportación en el mercado local se ubicó en torno a los 68 dólares. Ese es el importe que pagaron este mes las refinadoras a los productores no integrados por el crudo Medanito que se extrae en Vaca Muerta. Es decir, la baja del precio internacional del Brent no tuvo hasta ahora un impacto real sobre los precios del barril criollo. Si la caída se acentúa durante octubre, sí tendrá un efecto, pero aún es temprano para saberlo.

En el borde, la cuenta es todavía más compleja: en promedio, las refinadoras pagaron en septiembre una ‘canasta criolla’ de precios del petróleo de unos 70 dólares por barril. Esa es la cifra que surge de tomar como referencia los US$ 68 que se paga por el crudo Medanito y los 73/75 dólares que cuesta el crudo pesado del Golfo San Jorge (Escalante y Cañadón Seco), que se pagan más caros porque son más buscados en el mercado internacional. Las refinadoras pagan además un plus por el 25% del crudo que corren en sus refinerías, dado que la mayoría de las productoras no integradas piden cobrar por ese volumen un precio en ‘dólar blend‘ calculado al Contado con Liquidación (CCL).

«Los números están muy justos. Con este valor del Brent quizás podríamos haber absorbido el efecto de la depreciación del tipo de cambio (crawling peg 2% mensual) y de la suba del Impuesto a los Combustible Líquidos (ICL). Incluso podríamos haber bajado algún punto el precio de la nafta premium, pero no la de la súper, que aún tenía un atraso significativo. El problema es que la baja generalizada de los precios en surtidor cambia el punto de partida del negocio de refinación y erosiona voluntariamente los márgenes del sector», analizó un alto directivo del sector.

Mayor recaudación

En rigor, YPF informó hoy que por la suba de impuestos y la devaluación que registró el peso durante septiembre el precio de los combustibles debería haber subido un 3% a partir de este martes. Sin embargo, bajará un 1% para las naftas y un 2% para el gasoil, por lo que la retracción real de los precios de YPF trepará al 4% y 5%, respectivamente.

Para terminar de configurar el escenario, es clave no pasar por alto que el Estado aún no terminó de recuperar el atraso del ICL que heredó del gobierno de Alberto Fernández, que por congelar los impuestos a los combustibles desfinanció al Estado en casi US$ 5000 millones. Eso implica que el gobierno podría haber aprovechado la caída del precio internacional del petróleo para acelerar la recaudación del ICL y del Impuesto al Dióxido de Carbono para robustecer el frente fiscal. De hecho, según números de Economía y Energía, la consultora que dirige Nicolás Arceo, para cobrar el ICL al valor que marca la Ley, el litro de naftas debería aumentar 189 pesos y el de gasoil 111 pesos.

El Presupuesto 2025 que presentó el gobierno hace dos semanas prevé que el año que viene por ambos tributos se recaudarán 5,53 billones de pesos, lo que implica un aumento del 105% en términos reales con la recaudación de este año. «De los números del Presupuesto se desprende que el Ejecutivo quiere recuperar el atraso del ICL durante el primer semestre de 2025 y cobrar el impuesto pleno durante la segunda mitad de 2025. Tal vez se podría haber aprovechado esta baja del Brent para acelerar ese proceso», explicaron en otra refinadora.

La decisión de YPF requiere, en definitiva, que se alineen una serie de elementos de distinta naturaleza —precio internacional del crudo, impuestos, importe de biocombustibles y tipo de cambio, entre otras— para ser sostenible en el tiempo. Parece, a priori, poco probable que el gobierno vaya a convalidar una suba del 3/4% de los combustibles a principios de noviembre después de la baja anunciada hoy. Lo esperable sería que la política tenga la tentación de congelar los precios en surtidor durante al menos dos meses. Habrá que esperar a ver cómo evoluciona el precio internacional del petróleo en octubre para poder hacer mejor las cuentas.

, Nicolas Gandini

En dos artículos anteriores se expusieron los primeros esbozos para llegar a la libertad de contratación, que es el objetivo final entre la oferta y la demanda a voluntad de las partes, y lograr una reducción de los subsidios eléctricos. Primero se propuso avanzar con una asignación transitoria (eficiencia asignativa) entre la oferta percibida por los generadores y los segmentos residenciales N1, N2, N3. Luego, con el impacto de la reversión del Gasoducto y la disponibilidad de gas de Vaca Muerta se tendría un precio medio para el sector no residencial sin contrato.

Por el lapso de 180 días y mediante la derogación del artículo 9 de la resolución 95/2013 de Secretaría de Energía, indiferenciando la fuente de energía se establece la obligación de contractualización de toda la curva de carga de la demanda no residencial al 100%, llegándose al próximo invierno con la demanda ya contractualizada. Conforme a la matriz insumo producto, la incidencia de la energía en los precios de bienes y servicios no supera el 18%.

La etapa tres es el funcionamiento en régimen de los contratos a término de toda la demanda no residencial. En este tramo a medida que se establecen los contratos cada generador debe abastecerse de su propio combustible para cumplir con sus obligaciones.  El plazo de los nuevos contratos será pactado libremente entre las partes no pudiendo exceder los 10 años, pero considerar renovaciones automáticas.

Para hacer frente a períodos extrasecos, CAMMESA determinará en base a la eficiencia económica las maquinas que deben estar en servicio por un quinquenio y establecer contratos de reserva fría auditando la disponibilidad a lo largo del período. Esta reserva fría, actuará como energía de última instancia y será remunerada mediante un surplus en los contratos de energía y potencia.

El esquema propuesto estimularía la inversión privada en tecnología más eficiente, reduciendo gradualmente los costos de la provisión energética para toda la demanda, mediante el establecimiento de nuevos contratos PPA independientemente de su fuente de origen.

Para la primavera del año 2025, se extenderá la obligación a la demanda de los distribuidores a contratar también toda su curva de carga. Los contratos contractualizados por CAMMESA tanto por compra conjunta como los derivados del FONINVEMEN, resolución 21 y 187, serán reasignados conforme el área de influencia con un mix de fuente de energía equivalente entre ellas.  

* Ex funcionario de Energía.

, Vicente Serra Marchese *

El Gobierno Nacional fijó nuevos precios para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para el periodo estival, que se cargarán a las facturas a partir de octubre, mediante la Resolución 284/2024 publicada este lunes en el Boletín Oficial. Con esta medida bajó un 10% el precio del gas de verano. Fuentes cercanas a este proceso indicaron a EconoJournal que la actualización “tiene como objetivo garantizar la sostenibilidad legal y evitar el riesgo de que alguien pueda cuestionar en la justicia los cuadros tarifarios”.

El Estado tiene la obligación de cobrar el precio del gas promedio de mercado.  Hasta el momento, el promedio del gas en el PIST estaba US$ 3,46 por millón de BTU y ahora el gobierno estableció que para los usuarios residenciales N1 (ingresos altos) y los sectores productivos (comercios y pequeñas industrias) ese valor se ubique entre 2,979 US$/MMBTU y 3,148 US$/MMBTU, según distribuidora, por lo que el promedio país quedó en 3,09 US$/MMBTU.

Si el gobierno no tomaba la decisión de bajar el precio, se iba a continuar con el valor promedio de US$ 3,46, y a los usuarios se les iba a seguir facturando con el valor del invierno durante los meses de verano. Por lo cual se corría el riesgo de que se presente una acción judicial pidiendo la suspensión de los cuadros tarifarios, dado que no cumplirían con el requisito de cobrar el gas por lo que realmente vale, de acuerdo al periodo estacional en el que se facture. Teniendo en cuenta además que en el verano no resulta necesario importar Gas Natural Licuado (GNL) que es más caro, ni comprar gas de Bolivia o Chile, ya que la producción local de gas alcanza para cubrir la demanda interna.

La disminución del precio no se verá inmediatamente, pues las facturas que están llegando y que llegarán en octubre corresponden a los consumos efectuados en los meses de invierno.

Desde la Secretaría de Energía, que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo, informaron que para los usuarios N3 (ingresos medios) y N2 (ingresos bajos), se seguirán manteniendo las bonificaciones establecidas mediante la Resolución 90/2024, normativa a través de la cual a los consumidores de ingresos bajos le fijaron un tope de consumo subsidiado de 350 kWh mensuales y a los de ingreso medio se lo bajaron de 400 a 250 kWh mensuales.

Además, desde Energía precisaron que el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) y las jurisdicciones locales, definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución, según corresponda. “Se busca representar los costos reales y la variabilidad de abastecimiento de gas natural para las empresas distribuidoras, con el objetivo de garantizar las inversiones necesarias para el sector y un uso responsable del suministro”, aseveraron a través de un comunicado.

Energía eléctrica

La Secretaría de Energía, a través de la Resolución 283/2024 publicada este lunes en el Boletín Oficial, también fijó un nuevo Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), que se trasladará a las facturas a partir de octubre de 2024.

Para los usuarios del Nivel 1 y los sectores productivos el traslado del PEST estará entre 63.187 y 66.885 pesos por kWh. Mientras que para los N3 y N2 se seguirán manteniendo las bonificaciones establecidas mediante la Resolución 90/2024. Normativa a través de la cual se estableció que los consumos base de los usuarios del Nivel 2 tendrían una bonificación del 71,92% sobre el precio definido para el Segmento N1 y que el consumo excedente de los usuarios del Nivel 2 será valorizado al precio definido anteriormente para N1. Y a su vez, que los consumos base de los usuarios del Nivel 3 percibirían una bonificación del 55,94 % sobre el precio definido para el segmento N1 y que -tal como sucede con los N2- el consumo excedente de los usuarios del Nivel 3 será valorizado al precio definido anteriormente para N1.

Como en el caso de las tarifas de gas, desde Energía indicaron que Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y las jurisdicciones locales, definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución.

, Loana Tejero

Southern Energy, propiedad de Pan American Energy, y Golar LNG, informaron este lunes que el buque de licuefacción que producirá gas natural licuado (GNL) destinado a los mercados de exportación a partir de 2027 será instalado en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.

Ambas compañías trabajaron en conjunto para analizar técnicamente la mejor ubicación del buque teniendo en cuenta las condiciones marítimas, logísticas y los costos de desarrollo de infraestructura. “Como resultado del análisis técnico, el Golfo San Matías en la provincia de Río Negro fue reconocido como la mejor locación disponible para el buque ‘Hilli Episeyo’”, aseguraron a través de un comunicado.

La ubicación se definió en función a las propias características de operación del buque, los estudios de batimetría (medición de las profundidades marinas para determinar la topografía del fondo del mar) y las condiciones oceanográficas (mareas, olas, vientos y corrientes) del sitio.

La planta Hilli FLNG, contratada por PAE, que empezará a operar en la Argentina en 2027.

El Golfo San Matías es el mismo donde YPF tiene previsto instalar su planta de licuefacción de GNL, pero la ubicación exacta difiere ya que PAE y Golar están explorando locaciones entre San Antonio Oeste y Sierra Grande, mientras que la compañía estatal eligió Punta Colorada, unos kilómetros más al sur.

“Es importante destacar que las condiciones del Golfo San Matías son similares a las que existen en las cercanías de Kribi, Camerún, donde el ‘Hilli Episeyo’ ya produjo más de 8 millones de toneladas de GNL y cargó más de 120 buques metaneros”, remarcaron.

La disponibilidad operativa en el Golfo San Matías es muy elevada y fue determinante para la elección del sitio: su profundidad de fondeo de aproximadamente 35 metros permite una operación segura y sin restricciones de calado.

Los estudios de oleaje y de vientos también fueron considerados para la elección. El buque, los equipos y los sistemas instalados a bordo, están diseñados para garantizar su operatividad con olas de hasta 4 metros. En el Golfo San Matías se espera que en el 99% del tiempo las olas no superen los 2.5 metros, por lo que se garantiza una operación segura.

El acuerdo

PAE y Golar LNG firmaron en julio un acuerdo por 20 años para la instalación en Argentina del buque “Hilli Episeyo”, propiedad de Golar LNG. El barco tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural.

Inicialmente el buque se abastecerá de gas natural utilizando la capacidad existente del sistema de transporte en los meses del año con menor demanda local. En esta etapa se requerirá la construcción de infraestructura: la interconexión a los gasoductos troncales; una estación compresora para asegurar una presión óptima de gas en el buque; un gasoducto terrestre hasta la costa; un gasoducto submarino que se conecte con el barco; y el sistema de amarre.

Posteriormente, el objetivo es que el buque de licuefacción pueda operar todo el año para lo cual se prevé la construcción de instalaciones de transporte, siendo el Golfo San Matías el sitio más cercano desde Vaca Muerta.

PAE y Golar LNG, a través de Southern Energy, informaron también que se encuentran en negociaciones con compañías del sector para que puedan sumarse al joint venture.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la compañía controlada por el Estado, este lunes anunció que bajará el precio de las naftas un 1% y del gasoil un 2%. Luego de conocerse la caída del precio en los surtidores, que comenzará a regir a partir de las cero horas del 1° de octubre, el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, afirmó: “vengo a hacer un acuerdo con los consumidores”.

La compañía con mayoría accionaria estatal informó que la baja en el precio es de un 4% en naftas y 5% en gasoil. Pero este porcentaje “no se verá reflejada directamente en el surtidor, porque –al mismo tiempo- hubo un 3% de aumento como consecuencia de la devaluación y del aumento de impuestos. Sin embargo, el esfuerzo de YPF es de -5% y -4%”, informó la empresa.

El comunicado de YPF deja en claro que la baja real en el surtidor es de 1% y 2% para naftas y gasoil respectivamente, por el crawling peg (devaluación mensual de 2%) y el impacto en el precio por la suba del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC).  

“Quiero realizar un acuerdo justo con los consumidores. Nadie tiene que subsidiar a nadie. Ni nosotros a los consumidores ni los consumidores a nosotros. En consecuencia, si el precio del crudo internacional sube, el precio de los combustibles localmente va a subir. Si el precio baja, vamos a bajar”, afirmó Marín.

Además, YPF sostuvo en el comunicado que “la compañía mantiene un precio justo en sus combustibles que refleja las condiciones del mercado internacional y local y la evolución de costos asociados a la producción de combustibles” y que “esta decisión se toma, fundamentalmente, en el marco de una caída de la cotización internacional del crudo Brent que forma parte de la estructura de precios de todos los combustibles a nivel mundial”.

El precio internacional del barril de crudo Brent, de referencia para el marcado argentino, se ubica en alrededor de 71 dólares. En abril llegó a cotizar por arriba de los 90 dólares.

Por último, YPF destacó que “en los últimos ocho meses, YPF encontró un equilibrio entre los precios internacionales y los precios locales en surtidor que permite, de ahora en más, que éstos últimos se suban o bajen en función de valor del crudo Brent y la evolución de los componentes de costo local”.

, Redaccion EconoJournal

Compañía Mega, empresa dedicada a la industria del gas natural y la petroquímica, anunció una parada programada de mantenimiento de sus plantas de procesamiento en Neuquén y en Bahía Blanca y en el poliducto que une a ambas. Será a partir del 21 de octubre y por un plazo de tres semanas. Las instalaciones donde Mega hará los trabajos de mantenimiento y mejora operativa son la Planta Fraccionadora Loma La Lata de Neuquén, que procesa la producción de gas de Vaca Muerta, en el poliducto y en la Planta Fraccionadora de Bahía Blanca (Buenos Aires), según informó la compañía.

“Estas tareas resultan indispensables para mantener la actividad de manera segura y sustentable de nuestra operación”, expresó Mega en un comunicado al que accedió EconoJournal. En las tres semanas de parada programada, la compañía hará trabajos de ingeniería, mantenimiento de equipos e instalaciones y desarrollo de infraestructura. También se harán “inspecciones y ensayos en transformadores, motores y protecciones eléctricas y actualizaciones tecnológicas del sistema de control y seguridad”.

Procesamiento

Siendo una de las principales empresas de midstream del país, Compañía Mega es central en la separación y fraccionamiento de líquidos asociados al gas natural de Vaca Muerta. En el polo petroquímico de Bahía Blanca la empresa produce C3+, lo que en la jerga se conoce a la producción de propano, butano y gasolinas. En 2022 definió la ampliación de la planta en Bahía Blanca para elevar 20% su capacidad de producción.

“Estos trabajos de acondicionamiento y mejoras operativas contribuirán a viabilizar la mayor producción de shale gas que produce la Cuenca Neuquina”, aclaró Mega, cuyos principales accionistas con YPF, Dow y Petrobras.

“Todos los trabajos se llevarán a cabo dando estricto cumplimiento a las normas vigentes y siguiendo estrictos protocolos de salud, seguridad y calidad, priorización el cuidado del personal de trabajo, la comunidad y el medio ambiente”, concluyó Mega.

, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina anunció que se han asegurado los fondos necesarios para llevar adelante el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, cuyo costo está estimado en cerca de US$ 700 millones. En rigor, lo que la generadora estatal de energía nuclear confirmó es que tiene presupuesto asignado para los primeros doce meses de ejecución del proyecto, despejando las dudas sobre el inicio de las obras, según pudo saber EconoJournal. Para llevarlo a cabo se creó hace poco una gerencia de Extensión de Vida, que aglutinó a dos gerencias previas vinculadas con el proyecto.

La central nuclear comenzará este fin de semana una parada de 30 meses para ejecutar las obras que permitirán extender su vida útil por otros 20 años. La ratificación del proyecto fue realizada por el nuevo presidente de la empresa, Alberto Lamagna, quien destacó que la central finalizará este domingo 29 de septiembre su primer ciclo operativo tras 50 años de generación de energía.

“El proyecto permitirá que Atucha I opere durante 20 años más, asegurando su aporte a la matriz energética nacional y promoviendo el desarrollo de capacidades técnicas que posicionen a Argentina en el mercado global de servicios nucleares», señaló Lamagna, quien también destacó el compromiso del gobierno nacional por “fortalecer y expandir el potencial nuclear argentino, en un contexto de revitalización mundial de este tipo de energía, que ofrece oportunidades de desarrollo en la incorporación de capitales privados”.

Todo este proceso se realizará de acuerdo a lo dictaminado por la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el organismo regulador del sector nuclear, que se encarga de emitir la licencia que habilita a Nucleoeléctrica a operar sus instalaciones.

Atucha I aporta 362 MW de potencia al Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica (SADI). El gobierno tanteó con la ARN la posibilidad de contar con la central nuclear para este verano, aunque finalmente desistió de esa iniciativa. Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, había confirmado días atrás la salida de servicio de Atucha I para concretar la obra de extensión de su vida útil y descartó su utilización para el verano.

Obras

El proyecto engloba dos obras centrales: la extensión de vida del reactor de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II). Con ese fin, la empresa lanzó en 2022 el fideicomiso NASA IV, logrando hasta el momento un fondeo total de US$ 180 millones. El costo global estimado por estos proyectos asciende a US$ 700 millones.

La central dejará de producir electricidad entre el domingo y lunes. El primer trabajo fuerte consistirá en retirar del reactor los elementos combustibles, una tarea que demoraría unos cuatro meses. El siguiente paso será la decontaminación del reactor, una tarea que será realizada por Framatome.

Por otro lado, la central nuclear Embalse está finalizando una parada de mantenimiento y se espera su regreso a la red en octubre, mientras que la central Atucha II salió de servicio el sábado 21 de septiembre, también para cumplir con su parada programada.

Alberto Lamagna recorrió las obras civiles en el complejo Atucha en Lima, partido de Zárate., Nicolás Deza

WICO, la petrolera de capitales 100% argentino, formó parte del Primer Foro Público – Privado de Biocombustibles celebrado en la Ciudad de Córdoba. “WICOreafirma su compromiso con el suministro de biocombustibles, apoyando las políticas sustentables que desarrolla el gobierno de la Provincia de Córdoba”, destacaron desde la compañía a través de un comunicado.

“La compañía destaca siendo pionera en la elaboración de biocombustibles a gran escala en el país y se encuentra comprometida con la producción de combustibles con mayor corte de bio, fomentando políticas sustentables que benefician a la sociedad y el desarrollo regional cordobés”, precisaron.

El foro

Con la presencia del ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Fabian López; el viceintendente, Javier Pretto; y autoridades como el director de Energía y Biocombustibles, Mariano Santillán; el  Presidente de CASISA, Julio Bañuelos; y el vicepresidente de Lotería de Córdoba, Néstor Gómez; y el presidente de WICO COMBUSTIBLES, Fernando Riccomi; el foro fue organizado conjuntamente entre el gobierno de Córdoba, el municipio, CONICET, la Universidad Nacional De Villa María, la UTN de Villa María, y empresas del sector privado con experiencia en el sector de las bioenergías.

El uso de biocombustibles se enmarca en los lineamientos de la Ley Provincial 10.721 de Promoción y Acceso al Biocombustible, que plasma una verdadera política de Estado, y fue el puntapié inicial que permitió desde 2020 que Córdoba transforme el paradigma productivo en todo el territorio provincial, destacaron.

Riccomi se hizo presente en la jornada a los fines de consolidar la firma de convenios referidos a suministro de biocombustible con distintos organismos estatales presentes.

La implementación del uso de biocombustibles significa un paso significativo en la reducción de emisión de gases de efecto invernadero. Particularmente, el uso del E17 representa una reducción en las emisiones en un 3,5% en comparación con los combustibles convencionales. Por su parte, el biocombustible B20 podría aportar una reducción del 9%, generando un impacto real en la huella de carbono.

En el Foro se destacó la necesidad de lograr una estrecha colaboración entre el sector público, el sector privado y las instituciones académicas para impulsar la investigación, el desarrollo y la implementación de tecnologías relacionadas con los biocombustibles, y llevar así de la investigación a la aplicación a nivel industrial. 

“WICO reconoce el potencial que posee la Provincia de Córdoba, la cual se presenta como un actor clave en el desarrollo de la industria de los biocombustibles en Argentina, siendo pionera en su uso y contando con materia prima de calidad para la producción de los mismos”, remarcaron.

, Redaccion EconoJournal

Un pasaje del discurso del presidente Javier Milei en la Asamblea General de las Naciones Unidas volvió a exhibir la tensa relación que mantiene con el mundo musulmán. En Nueva York, Milei cuestionó a los países que imponen el hiyab a las mujeres y reiteró su apoyo incondicional a Israel como única democracia liberal en el Medio Oriente. Los desencuentros con la comunidad musulmana en la Argentina y la orientación del gobierno en política exterior son llamativos si se considera la búsqueda de inversiones de países musulmanes en el sector energético, como es el caso de la petrolera estatal malasia Petronas, cuya participación en el proyecto Argentina LNG de YPF quedó en duda.

En su discurso ante la 79° Asamblea General, el presidente enfatizó que la Organización de las Naciones Unidas dejó atrás la agenda de la paz para comenzar a imponer “una agenda ideológica a sus miembros”. “La Agenda 2030, aunque bien intencionada en sus metas, no es otra cosa que un programa de gobierno supranacional, de corte socialista”, disparó Milei.

Como parte de ese análisis, el primer mandatario subrayó lo que considera como contradicciones de la organización. “En esta misma casa que dice defender los derechos de las mujeres, permiten el ingreso, al Comité para la Eliminación de la Discriminación contra la Mujer, a países que castigan a sus mujeres por mostrar la piel. En esta misma casa –sistemáticamente- se ha votado en contra del Estado de Israel, que es el único país de Medio Oriente, que defiende la democracia liberal, mientras se ha demostrado -en simultáneo- una incapacidad total de responder al flagelo del terrorismo”, fustigó Milei.

Dardos

Si bien los dardos fueron apuntados hacia la ONU, la crítica velada a la cultura islámica y el alineamiento con Israel no constituyen temas menores en las relaciones comerciales con el mundo. Por caso, Petronas es la petrolera estatal de Malasia, país que no reconoce oficialmente al Estado de Israel.

Por otro lado, el Islam es la religión oficial de Malasia y es profesada por más de la mitad de su población. El país no tiene ninguna ley que imponga a las mujeres vestir el tudong, una forma de hijab o velo popular en el sudeste asiático. En cambio, otras naciones como Arabia Saudita, Qatar e Irán incorporan la sharia o ley islámica en su andamiaje legal, lo que habilita su imposición.

Al igual que el gobierno del Frente de Todos (Unión por la Patria), La Libertad Avanza también intenta atraer inversiones árabes en el sector energético. El gobierno tenía pautado un viaje a Arabia Saudita en búsqueda de inversiones, pero fue pospuesto sin fecha nueva en la antesala de la presentación del presupuesto 2025 en el Congreso. La misión iba a tener a la cabeza al ministro de Economía, Luis Caputo. El presidente de la Cámara de Diputados, Martín Menem, es quien lleva principalmente las riendas de la relación con un país que, al igual que Malasia, no reconoce al Estado de Israel.

Por otro lado, una delegación de empresarios de Emiratos Árabes Unidos visitará Neuquén con el objetivo de explorar oportunidades de inversión vinculadas con Vaca Muerta. La visita se realizará entre el 16 y 17 de octubre y forma parte de una agenda más amplia que incluye reuniones en el Congreso Nacional.

Martín Menem con el embajador árabe en Buenos Aires, Hussein Mohammad Abdulfatah Alassiri.

Asperezas con la comunidad musulmana

Menem y otros dirigentes del oficialismo han tenido que limar algunas asperezas con la comunidad musulmana. Milei desde su asunción habló en reiteradas ocasiones de «terrorismo islámico». El Centro Islámico de la República Argentina, la principal asociación que nuclea a la comunidad islámica en el país, viene cuestionando la utilización del término, al que considera «agraviante» para la comunidad. “Terrorismo es terrorismo. No se lo puede asimilar a ninguna expresión religiosa ni cultural”, dijo el vicepresidente del Centro Islámico, Fabián Héctor Jatib. La asociación ha solicitado una audiencia con el presidente sin éxito.

Pero el desencuentro más significativo ocurrió en junio con el faltazo a último minuto del presidente a una reunión programada con el Consejo de Embajadores de los grupos árabe e islámico en Buenos Aires. Milei se encontraba de camino al Centro Cultural Islámico, en Palermo, pero cuando se enteró de que en el lugar estaba el embajador de Palestina dio marcha atrás y regresó a la Casa Rosada. En la mezquita Rey Fahd de Palermo lo aguardaban 19 embajadores y representantes de países árabes y musulmanes.

La Liga Árabe, organización que nuclea a los países árabes, expresó “gran consternación y sorpresa” por el desplante presidencial. «La Secretaría General confirma que tal comportamiento refleja una posición hostil e injustificada no sólo hacia el Estado de Palestina, sino también hacia el grupo árabe. También lamenta que se haya producido una posición tan poco diplomática e inaceptable por parte del jefe de un país para el cual los árabes tenemos un gran respeto por sus anteriores posiciones positivas sobre la cuestión palestina, que lamentablemente han sido revertidas a manos de la actual administración política», cuestionó.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía está terminando de pulir la resolución para poner en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025”, con el cual pretende gestionar el pico de la demanda de energía por altas temperaturas entre diciembre y marzo del próximo año. El objetivo es reducir las posibilidades de que el Poder Ejecutivo tenga que implementar cortes programados de energía para usuarios residenciales, industriales y comerciales. La medida se publicará en breve en el Boletín Oficial.

EconoJournal accedió al borrador, que pone el foco en tres aspectos centrales: remunerar a la generación de máquinas viejas, una compensación económica en dólares a los grandes usuarios que acepten dejar de consumir durante las olas de calor y el despliegue de generadores móviles en el Gran Buenos Aires.

El borrador tiene 20 páginas y 8 artículos que pretenden coordinar acciones en los segmentos de generación, transporte y distribución para paliar la falta de energía, luego de que Cammesa advirtiera en junio que la generación eléctrica no alcanzará para cubrir los picos de demanda y habrá cortes masivos de energía en el país, tal como publicó en julio en exclusiva EconoJournal.

Generación e importación

En el artículo dos de la resolución se resalta la gestión de la importación de electricidad de Brasil, clave en el plan del gobierno. “Obtener la importación de energía y potencia de Brasil en horas de elevada exigencia de días críticos que oportunamente definirá Cammesa, y crucialmente en horas picos, en condiciones firmes”, señala.

Fuentes oficiales explicaron que el horario crítico en las olas de calor será entre las 12 y las 17 de los días hábiles. El gobierno apunta a garantizarse 2.200 MW de energía hidroeléctrica importada del país vecino.

El mismo artículo explicita que la cartera de Rodríguez Chirillo intentará acordar con Paraguay para “ejercer el derecho preferente de adquisición de la energía que no sea utilizada por el otro país para su propio consumo, con el objeto de ampliar la disponibilidad de energía cedida que actualmente tiene la Argentina del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá”.

La represa binacional formalmente reparte la energía en partes iguales entre ambos países. Desde hace años, la Argentina toma alrededor de dos tercios de la generación de Yacyretá, pero acumuló una deuda de más de US$ 110 millones con Paraguay. Un dato que complica a la Argentina es que en el último tiempo el país vecino está tomando la mitad de la generación que le corresponde de la hidroeléctrica.

Además, la Secretaría de Energía promoverá intercambios (swaps) energéticos con los países de la región, “incluyendo operaciones de gas natural, energía eléctrica y combustibles líquidos, con el objeto de minimizar los riesgos de abastecimiento en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

También, se buscará “incorporar un esquema de remuneración adicional, complementaria y excepcional en base a potencia (fijos) y generación (variables) que promueva la disponibilidad de las centrales de generación térmicas en meses y horas críticas, con vigencia desde diciembre de 2024 a agosto de 2027”. No queda claro por qué la duración de este punto es por casi tres años cuando el plan de emergencia es para este verano.

Otra medida implica que Cammesa implemente un “procedimiento de despacho de carácter Excepcional” que “podrá incluir la posibilidad de reservar el despacho de las horas de operación remanentes de aquellas unidades que se encuentren próximas a finalizar su vida útil para permitir su aprovechamiento durante los momentos de máxima exigencia del sistema”.

Transporte

El artículo tres apunta al segmento de transporte y promueve modificaciones regulatorias para facilitar inversiones en líneas de transmisión. Para esto, se instruirá a la Subsecretaría de Energía Eléctrica a implementar un plan con los concesionarios de alta tensión y de distribución troncal, principalmente de nodos críticos con sobrecarga, como es el Gran buenos Aires, para realizar mantenimiento “para evitar fallas y aliviar pérdidas”.

Además, el gobierno coordinará con Transener y el ENRE para “contar con la conexión de los transformadores de reserva cuando se requiera su uso, acordándose oportunamente la debida remuneración”.

El ente regulador deberá informar dentro de los 15 días -luego de publicarse la resolución- cuáles son las obras en transporte eléctrico que se encuentran al 80% para “crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible”.

Distribución

El cuarto artículo instruye a las distribuidoras Edenor y Edesur (GBA) a que presenten en 15 días “un Programa de Atención de Contingencias ante situaciones de indisponibilidades en sus áreas de concesión”.

Al mismo tiempo, Edenor y Edesur deberán detallar las unidades generadoras móviles que prevén instalar para el verano con el objetivo de que Cammesa las incorpore a su despacho “estacional como mensual y semanal”. Las distribuidoras de todo el país también podrán declarar a Cammesa las unidades generadoras móviles disponibles, que se les reconocerá “solamente el costo variable incurrido en la producción de energía”.

Grandes usuarios

El quinto artículo habilita la creación de “un mecanismo de gestión de demanda de los Grandes Usuarios Mayores (GUMAS), voluntario, programado y remunerado que permita contar con oferta de reducción de carga a precio”, que incluye una compensación económica.

Para las distribuidoras “que cuenten con medidores inteligentes instalados en sus redes y/u otro mecanismo que permita su adecuado control y fiscalización, se incluirán mecanismos que estimulen el ofrecimiento a Cammesa de reducciones programadas de cargas de sus usuarios no residenciales, la que será remunerada de acuerdo a su contribución de energía al sistema”.

El artículo seis crea un “Comité de Seguimiento” del plan de emergencia, que estará conformado por un integrante de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el ENRE, Cammesa, las distribuidoras y transportistas. En el artículo siete se invita a las provincias que también cuenten con una planificación de las unidades generadores móviles. El último artículo promueve un seguimiento sobre el uso racional de la energía en edificios públicos de jurisdicción nacional.

, Roberto Bellato

Trafigura, uno de los principales traders de combustibles del planeta que en la Argentina posee la refinería de Bahía Blanca y que opera la red de estaciones de servicio de la marca Puma, completó una exportación de 70.000 metros cúbicos (m3) de crudo extraído de Vaca Muerta. La novedad es que la venta al exterior del petróleo no convencional proveniente de Neuquén, que en su mayoría se produjo en los campos de shale oil operados por Vista -la compañía que lidera Miguel Galuccio- se concretó mediante una nueva solución logística diseñada por la compañía que incluyó más de 2.000 viajes de camiones entre distintos yacimientos de  Neuquén hasta el descargadero de camiones de la Refinería de Bahía Blanca que conecta de manera directa con la Posta 3 de Puerto Galván. La operación se realizó este mes con destino a los Estados Unidos. 

Desde Trafigura aseguraron que «esta nueva exportación no sólo refuerza el compromiso de Trafigura con una logística eficiente y segura, sino que también demuestra cómo este servicio aumenta la capacidad exportadora de Bahía Blanca».

A su vez, destacaron que: «Al ofrecer a los productores de Vaca Muerta un punto de exportación adicional hacía mercados internacionales, la compañía conecta los yacimientos petrolíferos con el puerto a través de una solución integral».  Esto es así porque la nueva solución se presenta como una alternativa al transporte tradicional de crudo que se realiza por oleoductos o barcos.

Exportaciones

Con esta nueva operación, que se suma a las exportaciones de 30.000m3 en julio de 2023 y 46.000m3 en agosto de este año, la empresa concretó el envío de casi 150.000 m3 de petróleo crudo de los productores de Vaca Muerta.

Se prevé una nueva exportación por 95.000m3 en octubre, con expectativas de un incremento continuo de volúmenes en los próximos meses. 

Logística

Desde la compañía destacaron que «el trabajo se realizó en coordinación con el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca (CGPBB) logrando cargar exitosamente el buque ‘Safeen Strength’, un Aframax, con casi 230 metros de eslora».

Obras

En paralelo, Trafigura está desarrollando en conjunto con Oldelval el “Proyecto Derivación” para renovar el oleducto desde el sistema troncal, tramo Allen-Puerto Rosales, hasta la Refinería Bahía Blanca, lo que permitirá a la Refinería potenciar su capacidad para recibir hasta 24.000 m3 de crudo cada día.

, Redaccion EconoJournal

La televisión transmitía sólo de 19 a 23 horas, la primera función de los cines había sido suspendida al igual que los partidos de fútbol nocturnos, los bancos abrían de 8 a 12 horas, los viernes y los lunes había asueto administrativo, los trenes circulaban todos los días con la frecuencia del domingo y estaba prohibido utilizar la electricidad para iluminar vidrieras, marquesinas y letreros. Los cortes de luz en los hogares eran de al menos seis horas diarias y los bomberos se la pasaban rescatando gente atrapada en los ascensores. Todos esos recuerdos de fines de los 80 resurgieron esta semana como una pesadilla borrosa entre los que ya peinan canas cuando el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, no tuvo mejor idea que decir que el gobierno va a aplicar cortes programados de luz durante el verano.

El martes de la semana pasada el secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, había negado en Bahía Blanca esa posibilidad ante la consulta de EconoJournal, pero el domingo Francos se enterró solo al asegurar que “va a faltar generación y va a tener que programarse algún corte”. Un informe de Cammesa, publicado en exclusiva por este medio en julio, ya había anticipado que la generación eléctrica no alcanzará para cubrir los picos de demanda y habrá cortes masivos de energía en el país, pero por si alguno no se había enterado el jefe de Gabinete volvió a agitar ese fantasma en Radio Mitre y responsabilizó al kirchnerismo al afirmar que es consecuencia de “la falta de inversiones de los últimos años”. Eduardo Rodríguez Chirillo, el otro secretario de Energía que tiene el gobierno, buscó quitarle relevancia al tema este martes al decir que “los cortes programados serán solo a industrias”, pero el temor ya está instalado. A raíz de ello, EconoJournal decidió repasar aquella experiencia traumática que se vivió durante el gobierno de Raúl Alfonsín.

Los cortes programados de los 80

La crisis energética había activado las primeras alarmas en abril de 1988. El lunes 18, el gobierno empezó a aplicar cortes de luz rotativos en tres turnos de cinco horas. El secretario de Energía, Roberto Echarte, informó entonces que la medida se había tomado por el bajo caudal de los ríos que alimentaban a grandes represas, como El Chocón, Alicurá y Salto Grande, y porque las únicas centrales nucleares existentes en ese momento–Atucha y Embalse– se encontraban fuera de servicio. Además, la escasa disponibilidad del parque térmico (las centrales que queman combustibles) también generó complicaciones. Aquella serie de cortes concluyó el 2 de mayo de 1988, una vez que Atucha y Embalse comenzaron a operar de nuevo, pero el sistema eléctrico continuó entre algodones y luego los problemas se profundizaron.

El 15 de agosto, Atucha salió de servicio nuevamente por un desperfecto. Entonces, el aporte de las represas hidroeléctricas continuaba siendo escaso por la sequía, lo que obligó a forzar aún más a las centrales térmicas hasta que en diciembre el sistema colapsó. El lunes 12, volvieron los cortes de luz. La empresa estatal Segba dividió a la ciudad de Buenos Aires en diez zonas, desde A1 hasta E2, y después dividió esas áreas hasta conformar 212 cuadrículas en las que iba cortando la luz rotativamente en turnos de cinco horas. Un esquema similar implementó en el conurbano. Todos los días se difundía un largo listado con el detalle de los cortes por área. La promesa oficial fue que la interrupción del servicio duraría dos semanas, pero lo que vino después fue peor.

El 20 de diciembre, el gobierno limitó el horario de emisión de los canales de 12 a 24 horas, redujo el alumbrado público a la mitad y ordenó apagar vidrieras y marquesinas. Una semana después, ya con Embalse también fuera de servicio por otro desperfecto, se ampliaron los cortes a todo el microcentro, incluyendo sanatorios, hospitales, bancos y dependencias oficiales. Finalmente, el gobierno decretó la emergencia energética en todo el país el 4 de enero de 1989. La medida extendió los cortes de luz a seis horas diarias, en dos turnos de tres horas, y redujo las transmisiones televisivas a cuatro horas (de 19 a 23). Sólo se emitían los noticieros y los programas de mayor éxito, como Atrévase a soñar, Clave de Sol, Finalísima y Tiempo nuevo, entre otros.

Clarín, jueves 5 de enero de 1989.

En medio de ese caos, las declaraciones de los funcionarios no hacían más que echar leña al fuego. “Hay derroche de energía porque la demanda de electricidad crece prácticamente al nivel de los países desarrollados y esto no tiene ninguna explicación lógica”, afirmó el 7 de enero de 1989 el secretario de Energía, Roberto Echarte. En el gobierno insistían al mismo tiempo con que la crisis de generación era coyuntural por una combinación de factores que incluían “una sequía extraordinaria”, “un desperfecto inusual en Atucha”, “la ausencia de El Chocón por falla imprevisible en su presa” y “alta indisponibilidad del equipamiento térmico”. Las excusas, sin embargo, no alcanzaron para disimular el retraso en el programa de inversiones y la falta de mantenimiento de las instalaciones, motivadas por los recortes del gasto público de un gobierno que había puesto el pago de los intereses de la deuda como prioridad.

Clarín, viernes 6 de enero de 1989.

La noche del viernes 13 de enero de 1989, el presidente Raúl Alfonsín convocó a sus principales colaboradores a la quinta de Olivos para analizar la situación. El ministro de Obras y Servicios Públicos, Rodolfo Terragno, detalló ante sus pares del gabinete el estado del suministro y las medidas adoptadas para tratar de evitar un apagón generalizado. Lo hizo en una sala iluminada apenas con un sol de noche.

Por entonces, los cortes habían comenzado a ser sorpresivos. Ya ni siquiera se respetaba el cronograma de seis horas diarias por zona. Las protestas de la población eran generalizadas e incluso llegó a haber enfrentamientos entre los que no tenían energía y los que la “derrochaban”. Una madrugada, una mujer rompió con una masa cuatro vidrieras del supermercado El Hogar Obrero en Rivadavia al 5100. “Yo no puedo dormir por el calor y la falta de luz y acá la derrochan alumbrando vidrieras”, afirmó, según les relataron varios testigos a los medios de comunicación.

Recién a partir de abril de 1989, la situación comenzó a normalizarse y con la crisis hiperinflacionaria pasó a segundo plano. El 14 de mayo de ese año, Carlos Menem ganó las elecciones presidenciales y en 1992 privatizó Segba, Agua y Energía Eléctrica e Hidronor, desmembrando el sector eléctrico horizontal y verticalmente. Un esquema similar aplicó en el sector gasífero. El pésimo desempeño de las empresas públicas durante el alfonsinismo dio argumentos para enajenar el patrimonio público. El proceso privatizador vino de la mano de un fuerte ajuste de tarifas y su posterior dolarización e indexación.

En el gobierno de Milei dicen que una crisis generalizada de ese tipo no volverá a ocurrir ahora, pero por las dudas insisten con que todo lo que pueda pasar será culpa del kirchnerismo. Habrá que ver hasta dónde prende esa idea en la población, luego de un año de gestión en el que las tarifas subieron fuerte, pero se hizo poco y nada para robustecer el parque de generación.

, Fernando Krakowiak

Aconcagua Energía y Fundación Laureus, junto a los municipios de Luján de Cuyo, Malargüe y Tupungato seleccionaron tres organizaciones sociales como ganadoras del Programa “Alentando el Deporte y el Desarrollo Comunitario” en Mendoza y recibirán un premio económico que les permitirá llevar adelante y/o continuar con sus proyectos deportivos y sociales. 

El objetivo del programa es apoyar el desarrollo del deporte y la actividad recreativa a nivel local, a través de la participación de organizaciones que presentan proyectos con foco en el desarrollo deportivo y comunitario. En Mendoza, el programa es promovido por Aconcagua Energía y Fundación Laureus Argentina, y se lleva adelante en Luján de Cuyo, Malargüe y Tupungato.

Organizaciones sociales

En esta edición, la primera que se realiza en Mendoza, las organizaciones sociales que resultaron seleccionadas fueron: Club Los Olivos de Carrodilla (Luján de Cuyo), Club Volantes Unidos (Malargüe) y Club Independiente El Peral (Tupungato). Las instituciones seleccionadas destinarán el fondo de dinero que recibirán para la mejora de sus instalaciones, la adquisición de equipamiento, el desarrollo de actividades de capacitación y otras gestiones.

Por su parte, Silvina Molina, profesora de patín artístico y referente del proyecto seleccionado en Malargüe, comentó: “Haber sido seleccionados representa un gran reconocimiento a nuestro esfuerzo y compromiso con el desarrollo del patinaje artístico. Nos motiva a seguir trabajando por nuestros deportistas, brindándoles mejores herramientas para alcanzar su máximo potencial. Nos llena de emoción y nos impulsa a seguir creciendo y representando con orgullo a nuestra comunidad”.

Roberto Rivero, presidente del Club Independiente El Peral (Tupungato), destacó el rol social de la institución: “Somos formadores en nuestro club y lo que nos interesa es primero buenas personas y después buenos deportistas. Queremos que los jóvenes entrenen, se diviertan y se formen, no solo para tener un buen rendimiento en los partidos, sino para mejorar su calidad de vida. Porque un cuerpo y una mente sanos hacen mejor a cada persona”.

Eduardo Pérez, presidente del Club Los Olivos de Carrodilla (Luján de Cuyo), comentó: “Esta iniciativa nos motiva y alienta a seguir adelante con nuestro proyecto institucional, deportivo y social, y lo asumimos con total responsabilidad y compromiso. Nuestra joven institución busca ser un espacio no solo para la recreación y práctica de distintas disciplinas, sino también un lugar para la familia y para la educación. Gracias, Aconcagua Energía, por confiar en nosotros”.

En el marco de su compromiso con la comunidad mediante acciones de fortalecimiento institucional, Aconcagua Energía impulsó el desarrollo de esta primera edición del Concurso en Mendoza, el cual también contó con el apoyo institucional del Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia, y de las Secretarías de Deporte y Desarrollo Comunitario de cada uno de los municipios. Según precisaron desde la compañía.

Juan Crespo, Gerente de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad de Aconcagua Energía, señaló que “este programa es una muestra más de nuestro compromiso con la comunidad, apoyando iniciativas que fomentan el desarrollo integral, en este caso a través del deporte. Creemos en el potencial transformador de estas organizaciones y estamos orgullosos de contribuir a su crecimiento”.

El presidente de la Fundación Laureus Argentina y ex jugador de rugby y del seleccionado argentino, Hugo Porta, destacó que “estamos muy contentos y entusiasmados con el balance inicial del programa en Mendoza. Hemos encontrado una gran receptividad por parte de las organizaciones y ello nos alienta a continuar trabajando en beneficio del deporte y las organizaciones que cumplen un rol fundamental en las comunidades”.

El programa

En esta primera edición del Programa participaron más de 50 organizaciones deportivas y sociales de los tres departamentos mencionados, y 14 ellas presentaron proyectos cumpliendo con las bases y condiciones. Vale decir que, “Alentando el Deporte y el Desarrollo Comunitario” también se desarrolla en las provincias de Río Negro y Neuquén.

, Redaccion EconoJournal

El Proyecto Duplicar de Oldelval, la obra de infraestructura destinada a ampliar la capacidad de transporte de crudo, ya alcanzó un 70% de avance, según informaron desde la compañía. La ampliación del oleoducto que conecta la Cuenca Neuquina con el océano Atlántico requirió una inversión de 1.200 millones de dólares.

“Con la puesta en marcha del Proyecto Duplicar, la Argentina podrá potenciar las exportaciones de petróleo de la cuenca neuquina y asegurar el crecimiento sostenido de la región, otorgar previsión a las compañías productoras, y generar importantes ingresos al país”, destacaron desde la empresa.

Objetivos

El objetivo principal de Duplicar es aumentar la capacidad de transporte de crudo, llevando los 36.000 metros cúbicos diarios actuales a 86.000 metros cúbicos diarios, es decir, un incremento de 50.000 metros cúbicos por día. Este salto en capacidad permitirá exportar hasta 310.000 barriles diarios de petróleo, lo que representará ingresos anuales cercanos a los 8.000 millones de dólares.

La inciativa incluye la ampliación de 525 kilómetros de ducto, con la instalación de 455 kilómetros de nuevas tuberías de 24 pulgadas desde la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro, hasta Puerto Rosales, en Buenos Aires. También, contempla el reemplazo de 70 kilómetros de ducto de 30 pulgadas en la zona de Bahía Blanca y la repotenciación de cuatro estaciones de bombeo.

Un avance clave

En los primeros días de agosto, Oldelval celebró un hito importante con la finalización de la etapa de soldadura del nuevo oleoducto. En esta fase, se completó la vinculación total de los 525 kilómetros del oleoducto.

Esta etapa implicó la ejecución de más de 3.200.000 pulgadas de soldadura, con un promedio de 60 soldadores trabajando durante 400 días, y un total acumulado de 192.000 horas dedicadas a la soldadura. Tras este logro, las tareas de construcción avanzan a una nueva fase que incluye el montaje de válvulas, la ejecución de cruces especiales y las pruebas hidráulicas, cumpliendo con los plazos establecidos, según precisaron.

Desde Oldelval aseguraron que “con el 70% de la obra ya completada, Oldelval se encamina a consumar los objetivos planteados: el salto en la capacidad de transporte en unos 50.000 barriles diarios para diciembre de 2024 y la puesta en marcha del proyecto en los primeros meses de 2025. Con Duplicar en pleno funcionamiento, la Argentina estará en condiciones de exportar más petróleo, lo que contribuirá al desarrollo económico y la generación de divisas”.

Impacto

El avance del Proyecto Duplicar no solo tiene un importante impacto para el sector energético, sino también en las comunidades locales por donde atraviesa la traza del oleoducto. A lo largo de los 525 kilómetros de obra, que involucraron a más de 2.300 trabajadores y 619 conductores, se generó un notable dinamismo en las economías locales. El movimiento constante de personas y equipos impulsó el surgimiento de nuevos emprendimientos y servicios, como comercios, alojamientos y proveedores de insumos, que aprovechan el flujo de la obra para generar ingresos y oportunidades de negocio.

Las localidades cercanas a la obra del proyecto han experimentado un aumento de actividad impulsado por la presencia de Oldelval y sus contratistas, quienes han dinamizado la economía local mediante la contratación de mano de obra y la demanda de servicios. Este efecto multiplicador ha beneficiado a múltiples sectores, consolidando a Duplicar como una obra transformadora no solo para la industria energética, sino también para las comunidades que forman parte de su traza.

A nivel sectorial, la industria hidrocarburífera y los desarrollos en Vaca Muerta también se verán beneficiadas por el Proyecto Duplicar. “Con su puesta en marcha el año que viene, las compañías productoras tendrán mayor previsibilidad para sus inversiones y podrán exportar un mayor volumen de su producción a mercados internacionales”, destacaron desde Oldelval.

, Redaccion EconoJournal

Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, participó este martes de la nueva edición del AmCham Energy Forum, realizado por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina. En el encuentro, aseguró la continuidad del proyecto de exportación de crudo Argentina LNG, luego de que la semana pasada comenzara a tomar fuerza la idea sobre la posible la salida Petronas de la iniciativa.

La petrolera malaya debe confirmar una inversión de US$ 180 millones antes de fin de año para avanzar con los trabajos de ingeniería de la planta de licuefacción. Sin embargo, Marín planteó: “Son negocios. En los negocios las empresas entramos y salimos. Nosotros ahora vamos a negociar con otros socios. Es un proyecto de todas las empresas argentinas. En noviembre habrá una licitación de la ingeniería de detalle que contempla inversiones por más de US$ 200 millones. Estamos en la etapa de firmar contratos para conseguir financiamiento en bancos internacionales».

El ejecutivo de YPF aseguró que “incluso ya se ha avanzado en negociaciones con India y hay otros países interesados como Italia, Hungría, Alemania y Londres. Sabemos que tenemos que abrir nuevos mercados. También vamos a abrir el proyecto a empresas argentinas”.

Exportación

El CEO de YPF se refirió al proyecto Vaca Muerta Sur y advirtió que “cualquier cláusula que se discuta atrasa un día el proyecto y esto a su vez provoca que se pierdan más de US$ 40 millones de dólares por día. Si atrasamos el proyecto dos meses, nos lo comemos. Si se multiplica la pérdida por dos meses, eso es prácticamente es el valor del oleoducto”.

“El objetivo es que a mediados del 2026 ya se pueda transportar entre 50.000 y 100.000 barriles. El Vaca Muerta Sur va a permitir que se exporten hasta 750.000 barriles directos en un puerto de aguas profundas en Río Negro”, aseveró Marín.

Golar, uno de los principales tecnólogos en materia de licuefacción de Gas Natural Licuado a nivel global, anunció la semana pasada que va a invertir hasta US$ 2.200 millones para construir una planta flotante de licuefacción de gas natural quepodría operar en la Argentina a partir del último cuatrimestre de 2027. Además, la compañía había anunciado que contrató a la firma CIMC Raffles para realizar los trabajos de ingeniería, adquisiciones y construcción de unbuque con capacidad para licuar 3,5 millones de toneladas (MTPA)de GNL por año. Asimismo, Golar oficializó un acuerdo con Pan American Energy (PAE) para licuar GNL a partir 2027 en la planta flotante Hilli, que hoy está operativa frente a las costas de Camerún, en África.

Frente a este escenario, el titular de la petrolera bajo control estatal aseguró que se encuentran evaluando la posibilidad de formar parte de la iniciativa de PAE y Golar puesto que consideró: “Permite vender por 20 años los contratos de largo plazo y generar en la Argentina al menos US$ 15.000 millones de exportaciones por los próximos 20 años”.

Precio de los combustibles

Por último, Marín habló sobre la posibilidad de que se registre una baja en el precio de los combustibles e indicó: “El fin de semana o el lunes vamos a ver qué hacer. Tenemos que tener un acuerdo lógico entre las empresas y los consumidores. Cuando aumenta el petróleo, tenemos que aumentar los precios del combustible. Cuando baja, lo tenemos que bajar. Esto tiene que ser algo normal, no extraordinario. Si no logramos que la Argentina tenga precios de export parity no se va a llegar a desarrollar Vaca Muerta”.

El escenario para el verano

Daniel González, secretario Coordinador de Energía y Minería, también participó del encuentro organizado por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina y advirtió sobre el estado de situación del sistema eléctrico de cara al verano y la posibilidad de que se registren cortes de suministro. Además, dio cuenta del plan en el que se encuentra trabajando el gobierno para hacerle frente a esta situación.

 “Nosotros nos estamos anticipando al peor escenario de un verano que se espera más cálido que el anterior, en el que quizás haya menos hidraulicidad en Brasil a lo que se le suma la parada de Atucha I. Esto es una consecuencia de hacer las cosas mal en los últimos años. Estamos tratando de que la gente sepa que el sistema no tiene reserva de potencia y que se pueden dar situaciones de cortes”, remarcó González.

Tal como adelantó este medio en exclusiva, el funcionario informó que “van a salir medidas para incentivar al máximo la generación. Estamos trabajando en conjunto con la distribución y transmisión desde Cammesa. Vamos a sacar un incentivo para la gestión de demanda de los grandes usuarios industriales. Esto creemos que va a mitigar los posibles impactos en el corto plazo. Estamos tratando de normalizar el sector. Vamos a tener revisión quinquenal”.

González precisó: “Vamos a sacar licitaciones para expansión de las redes de transmisión y nueva potencia. Nos estamos ocupando de lo que puede pasar en el corto plazo y generando condiciones para el largo plazo.

Respecto al potencial de Vaca Muerta, el secretario coordinador de Energía y Minería aseguró que el gobierno tiene como objetivo estabilizar la macroeconomía para lograr el desarrollo total de la formación. “Vaca Muerta va a seguir creciendo. Este desarrollo puede ir al doble de velocidad de lo que está yendo ahora. Se está tratando de tener reglas de juego claras que prioricen el desarrollo”.

El funcionario expresó: “Me gustaría tener un desarrollo del sector petrolero en el que no exportamos saldos, sino que produzcamos para exportar. El sector privado funciona bien. En petróleo el estado no ha hecho mucho, en gas tuvimos una ayuda. Creo que estamos en el camino correcto”.

, Loana Tejero

El próximo 4 de octubre se llevará a cabo una nueva edición del Seminario del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), organizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®)  Consejo Internacional de Asociaciones de la Industria Química (ICCA).

Bajo el lema “Argentina: Navegando los desafíos de la sostenibilidad en el marco de las acciones del Programa de Cuidado Responsable”, el encuentro a realizarse en el Hotel DoubleTree by Hilton de la ciudad de Buenos Aires, profundizará las temáticas de absoluta actualidad para la industria a través de la presencia y diversas visiones de autoridades gubernamentales, CEOs y representantes de empresas del sector sobre el desarrollo sostenible en el marco del PCRMA®.

El PCRMA® es una iniciativa una iniciativa global de la Industria Química y Petroquímica por la cual se compromete con la gestión segura de los productos químicos a lo largo de su ciclo de vida, al tiempo que promueve su papel en la mejora de la calidad de vida y la contribución al desarrollo sostenible en áreas tales como Salud, Seguridad y Medio Ambiente para impulsar la mejora continua.

La Cámara de la industria Química y Petroquímica® (CIQyP®) como miembro del Consejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA) administra el Programa en la República Argentina siguiendo los lineamientos de la Declaración Global del Responsable Care (Global Charter) por el cual las empresas asociadas reconocen la importancia de la responsabilidad social empresaria y los fundamentos éticos expresados en los Valores y Principios establecidos en el “Programa de Cuidado Responsable Global”, para garantizar su cumplimiento.

El seminario

El seminario propone generar un ámbito para el debate, el intercambio de ideas y experiencias que enriquezca a quienes forman parte de este sector, respondiendo a una de las principales prioridades impuestas por la sociedad, la cual reclama una industria que respete el medio ambiente.

Las temáticas a cubrir irán desde la importancia del mismo para la industria, pasando por importancia de medir y la generación de los Indicadores Claves de Performance (KPI), el Programa y su relación con las Comunidades y cuatro principales paneles que abordarán la Seguridad en el Transporte de Sustancias Químicas, la gestión de Residuos Industriales, Economía Circular y Reciclaje, transición energética y cambio climático y la gestión segura e integral de sustancias y productos químicos.

Los paneles tendrán como oradores los líderes en la temática de la industria y actores gubernamentales de la Secretaría de energía, la Subsecretaría de Ambiente, el RENPRE, la Subsecretaría de Política Industrial, Cancillería y la Dirección de Cambio Climático entre otros. La Jornada terminará con la entrega de premios y reconocimientos a las empresas con mejor desempeño dentro del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® en el año 2023 “PCRMA® Awards 2023”.

El seminario con apoyo del Consejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA por sus siglas en inglés) muestra alto compromiso de la industria local por medio del importante apoyo y participación de empresas e instituciones que avalan el seminario cuyo principal patrocinador es YPF QUÍMICA; y, también, las empresas Dow, Pampa Energía, Atanor, Unipar, Robinson Logistics, Profertil, Faisan y Sinteplast.

A su vez, recibe el apoyo del Centro Regional Basilea para América del Sur de Capacitación y Transferencia de Tecnología (CRBAS). Además, cuenta con el respaldo de patrocinadores institucionales como: el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), la Cámara Argentina de la Industria Plástica (CAIP), la Entidad técnica profesional especializada en plásticos y medio ambiente (ECOPLAS), la Cámara Argentina de la Industria de Reciclados Plásticos (CAIRPLAS), la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAMP), el Centro de Información para Emergencias en el Transporte (CIPET), las Entidades Unidas Reafirmando la Economía Circular en Argentina (EURECA), la Unión Industrial Argentina (UIA) y el Foro de Cooperación Regulatoria de América Latina (LARCF).

La CIQyP®, una vez más, por medio de esta iniciativa llevará a sus empresas socias y a la industria en general temas de relevancia para el sector y para los diferentes actores claves relacionados, abordando temáticas de importancia local e internacional, según destacaron.  El Seminario es gratuito para los socios de la CIQyP®. Para más información contactarse a informacion@ciqyp.org.ar.

, Redaccion EconoJournal

Signal Power Group (SPG), la empresa dedicada a la provisión de soluciones de energía sostenible; y Eco2Power (E2P), la compañía que ofrece las soluciones de SPG para bombeo a presión, generación de energía, cogeneración y compresión de gas impulsada por turbinas, firmaron un memorando de entendimiento (“MOU”) con Netza para fabricar fracturadores impulsados a gas y completar los pozos no convencionales de Vaca Muerta. Este tipo de tecnología es clave puesto que permitirá reducir las emisiones y dejar de importar millones de litros de gasoil para las operaciones petroleras. Esto es así porque el fracturador utiliza GNC como combustible, lo que provoca una disminución de la huella de carbono. Además, los nuevos equipos podrían llegar a  reemplazar a los fracturadores convencionales que consumen diésel.

Netza cuenta con una planta de fabricación ubicada en Mendoza. Los equipos de diseño, fabricación e integración de productos de SPG y E2P trabajarán con el equipo de fabricación de Netza en las instalaciones de la compañía para producir localmente equipos patentados accionados por turbinas para generación de energía, compresión de gas, producción combinada de calor y electricidad y bombeo de presión hidráulica utilizados en el desarrollo de yacimientos no convencionales.

Las compañías, a través de este acuerdo, se fijaron como objetivo trabajar mancomunadamente para modularizar la construcción de este equipo utilizando una cadena de suministro certificada y procesos de fabricación y montaje de última generación, según precisaron.

En diálogo con EconoJournal, Estanislao Schilardi Puga, CEO de Netza, detalló: “Entre las compañías vamos a trabajar en un acuerdo definitivo. Lo que se estableció ahora es la fabricación seriada de este tipo de equipos en nuestra planta de Mendoza. La idea es fabricarlos primero acá, pero el día de mañana también podríamos llevar la fabricación a la región neuquina y rionegrina, a Vaca Muerta, el corazón de todas las inversiones”.

El ejecutivo de Netza precisó que el objetivo es comenzar el año que viene con la fabricación de los fracturadores a gas. “Esto tiene un triple impacto porque en la Argentina se opera con equipos a diésel. El consumo de gasoil es tremendo, por eso la solución mejoradora es el gas porque permite disminuir las emisiones de forma notable y además tiene un efecto positivo en lo económico porque el gas es más barato que el gasoil. A su vez, estos equipos son más nobles en cuanto a mantenimiento. El ahorro es significativo en la operación”, aseguró.

Schilardi destacó que esta alianza “va alineada con el recurso abundante que hay en la Argentina. Se trata de utilizar el gas que hay en el país para operar el mayor proyecto de energía que es Vaca Muerta. Es un ganar – ganar”.

El equipo

El núcleo del equipo producido en la Argentina será el módulo de potencia de la turbina que ha sido diseñado para garantizar que los trenes de transmisión de turbinas SPG reciban continuamente aire limpio, combustible limpio y un flujo de lubricación diseñado adecuadamente.

El CEO de Netza explicó que el gran desafío técnico de estos equipos fue que la turbina de gas funcionaba a una gran cantidad de revoluciones por minuto (RPM) 18.000 RPM y que la bomba giraba a unas revoluciones mucho menores. Por lo que, el reto de la ingeniería ha sido diseñar una caja de transmisión que pueda reducir las RPM de la turbina a las de la bomba y que eso fue lo que logró hacer Signal Power Group con Eco2Power.

Pruebas

Eco2Power ya había diseñado un prototipo de fracturador que fue testeado en junio del año pasado por YPF y Schlumberger (SLB) en el yacimiento Loma Campana de Vaca Muerta. Según indicaron desde la petrolera controlada por el Estado, el equipamiento registró un comportamiento con resultados que estuvieron en línea con los objetivos propuestos por la compañía.

El fracturador prototipo es propulsado por un drive train SPG de 5000 hp y cuenta con una bomba SPM de 5000 hp lo que le permite duplicar la potencia hidráulica y disminuir el impacto ambiental.

Además, este prototipo también fue utilizado por Pluspetrol y la compañía de servicios petroleros Weatherford en el yacimiento La Calera de Vaca Muerta y fuentes cercanas al proyecto habían indicado que la tecnología había cumplido las expectativas que se habían fijado los desarrolladores.

Este prototipo desarrollado por Eco2Power y las pruebas realizadas en los diferentes yacimientos fue lo que permitieron que ahora junto a Netza se encare el proceso para lograr la producción en serie.

, Loana Tejero

El gobierno apura la letra chica de la resolución que pondrá en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025”, la iniciativa oficial con la que la Secretaría de Energía aspira a gestionar el pico de demanda de energía en el período estival. El objetivo es reducir las probabilidades de que se registren cortes masivos de electricidad entre diciembre de este año y marzo de 2025.

EconoJournal accedió al borrador de la normativa que prepara la dependencia que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo. El texto funciona como un marco general para implementar una serie de medidas en distintos niveles con vistas a coordinar el funcionamiento del sistema eléctrico durante los meses de calor.

La preocupación de la administración de Javier Milei responde a la fragilidad del sector eléctrico argentino en todos sus segmentos: generación, transporte y distribución. La realidad es que cuando la demanda se acerca a los 30.000 megawatt (MW), la Argentina depende de que Brasil pueda enviar hacia nuestro país 2200 MW —y sumar algo más de potencia desde Uruguay, Paraguay y Chile— para cubrir el pico de consumo. A raíz de eso, Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, publicó un informe en junio, que este medio publicó en exclusiva, que advierte que podría haber cortes masivos en el verano porque faltaría energía para cubrir los picos consumos.

Copia del artículo 1 del borrador de la licitación a la que accedió EconoJournal.

Esa condición de endeblez del sistema —que es estructural y se explica por años de desinversión en el sector— se acrecentó este año como resultado de: a) el crecimiento de la instalación de equipos de aire acondicionado y enfriamiento, que se expande de manera parcialmente inelástica frente a la evolución de la economía (es decir, sigue aumentando pese a la recesión económica); b) la salida de funcionamiento de Atucha I, que aporta 362 MW a la base de generación térmica y dejará de operar a fin de mes para encarar los trabajos de extensión vida útil pese a que el gobierno analizó patear esa decisión para después del verano a fin de contar con la usina atómica durante el período de mayor demanda estacional de energía; c) el desmantelamiento de máquinas viejas ubicadas en centrales estratégicas para abastecer el consumo del Gran Buenos Aires (GBA); y d) la inexistencia de un plan de ampliación del segmento de generación por parte de la Secretaría de Energía, que canceló la licitación TerConf —lanzada por el gobierno anterior para ampliar el parque termoeléctrico—, pero que aún no definió ningún esquema para expandir la potencia instalada en el país.

Frente a ese escenario, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, tiene un punto cuando argumenta que es probable que se registren ‘cortes programados de electricidad’ —un concepto que en el imaginario social todavía rememora a las interrupciones rotativas aplicadas por el gobierno de Ricardo Alfonsín en 1989— como consecuencia de la falta de inversión durante el gobierno de Alberto Fernández. Incluso podría pensarse que, en términos narrativos, al gobierno de Milei le sirve agitar el fantasma de los cortes programados para recordarle a la ciudadanía el costo y los riesgos de años de políticas kirchneristas que no propiciaron la inversión para mejorar la calidad del servicio eléctrico. Sin embargo, si la cartera que dirige Rodríguez Chirillo sigue demorando el lanzamiento de algún plan para ampliar el parque de generación térmica, no podrá buscar culpables ajenos si en el verano de 2026 se registran problemas de generación para cubrir el pico de demanda estival.

Tres ejes

La resolución que prepara el gobierno para hacer una especie de control de daños sobre el despacho de energía durante los meses de calor se apoya en tres acciones concretas:

1) Se otorgará una remuneración adicional a las empresas  generadoras de plantas termoeléctricas —Pampa Energía, Central Puerto, AES, YPF Luz, MSU Energy y Albanesi, entre otras— como incentivo para mejorar la disponibilidad de máquinas ‘viejas‘ e ineficientes durante los próximos tres años. Es una medida para elevar la confiabilidad de las centrales que componen el parque de ‘generación forzada’, a fin de que los privados tengan un incentivo económico para poner en condiciones a máquinas turbovapor, motores y turbinas de gas de alta antigüedad, que tienden a fallar y a romperse con mayor asiduidad que las máquinas más modernas que se instalaron en los últimos 15 o 10 años.

2) Se ofrecerá una compensación económica —expresada en dólar por megawatt por hora (MWh)— para los grandes usuarios de electricidad —grandes industrias siderúrgicas, metalmecánicas, acereras y petroquímicas, entre otras— que estén dispuestas a cortar su consumo de energía durante días de mucho calor.

3) Se promoverá la instalación de unidades de generación móviles (UGEMS) en las redes de distribución de Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que permanecen bajo jurisdicción nacional. El Estado se hará cargo del costo del combustible que consumirán esos equipos, que serán operadoras por las distribuidoras. Habrá que ver qué mecanismo se establece para que el ente regulador (ENRE) pueda determinar con exactitud cuánto gasoil consumieron en las UGEMS que instalen las dos mayores distribuidoras eléctricas del país.   

Más confiabilidad

El esquema sobre el que trabaja el Ejecutivo prevé el pago de una remuneración adicional —tanto en concepto de potencia como de energía— para las generadoras que opere centrales enroladas en lo que se conoce como ‘generación forzada’, es decir, máquinas térmicas viejas, ineficientes y -por lo tanto- más caras. Son equipos que muchas veces, si la remuneración que paga el Estado bajo el paraguas de la resolución 95 de la Secretaría de Energía no es atractiva, son dejadas fuera de operación o directamente desmanteladas por los privados frente a la imposibilidad de cubrir los costos que requieren su reparación y mantenimiento. “Es una medida que busca garantizar la disponibilidad de entre 300 y 500 MW que, de otra manera, muy probablemente estarán fuera de servicio este verano y en el peor de los casos, busca asegurar la potencia siga cayendo”, indicó un técnico del sector.

Según datos de Cammesa, la compañía mixta que se encarga del despacho de energía, que es controlada por el gobierno, la generación térmica limitada o indisponible en la actualidad suma 6.590 MW, de los cuales hay 1.618 MW de máquinas turbovapor (TV); 2.512 MW de usinas de turbogas (TG); 1.750 MW de ciclos combinados (CC); y 710 MW de motores diésel (DI).

Fuentes del área energética del gobierno indicaron que se está definiendo el importe de la remuneración extra que se ofrecerá los generadoras y agregaron que la medida tendrá un costo fiscal de alrededor de alrededor de US$ 120 millones por año. “Se piensa en un esquema que esté más apoyado en un sobreprecio variable por la energía que efectivamente puedan sumar los generadoras y no tanto en un sobreprecio fijo por potencia. También se podría otorgar un premio mayor para las generadoras con centrales en nodos críticos como el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Veremos qué termina escribiendo la Secretaría de Energía”, analizó un consultor eléctrico que pidió la reserva de nombre.

En un despacho oficial aceptaron que “tenemos que sumar lo que sea”. “Cuando la demanda supere los 30.000 MW vamos a estar complicados”, admitieron. El número no es casual, ya que el 1° de febrero de este año la Argentina tuvo el récord histórico de demanda de energía cuando llegó a consumir 29.653 MW a las 14.48.

Premio a las industrias

Una de las novedades que incluirá el programa de emergencia que prepara el gobierno es que se ofrezca una remuneración para las grandes industrias con energía contratada directamente en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que accedan a bajar su consumo de electricidad en aquellos días de consumo máximo por el calor.

Las fuentes consultadas por este medio afirmaron que se está terminando de definir un mecanismo para que los grandes usuarios —acereras, siderúrgicas, agroalimenticias y petroquímicas, entre otras— cobren un precio cercano al costo de generar electricidad con gasoil en una máquina de generación ‘forzada’ —es decir, el costo marginal del sistema, que oscila entre los 200 y los 300 dólares por MWh— si acceden a redireccionar la cantidad de megas contratadas hacia la demanda prioritaria. En la práctica, bajo este esquema, durante los días de mucho calor, las grandes industrias se convertirían en agentes de generación, por lo que recibirían una remuneración a cambio de dejar de consumir.

Generación móvil

La tercera pata del plan que elabora el gobierno apunta a fomentar la instalación de UGEMS bajo la órbita de las distribuidoras. Por eso, la resolución que publicará en los próximos días solicitará al ENRE que a más tardar a mediados de octubre determine cuántas unidades de generación poseen Edenor y Edesur para reforzar la oferta de energía en el área metropolitana de Buenos Aires.

“Las unidades declaradas serán incorporadas por CAMMESA como oferta de energía en la programación del despacho, tanto estacional como mensual y semanal (…) se les reconocerá sólo el costo variable (el combustible) incurrido en la producción de energía”, establece el artículo 4b del proyecto de resolución al que accedió este medio.

La clave es saber qué instrumento tendrá el Estado para controlar cuánta energía despachan esas plantas móviles de generación a fin de transparentar el pago a las distribuidoras en concepto del combustible consumido.

, Roberto Bellato y Nicolás Gandini

Directivos de compañías dedicadas a la generación de energías renovables y referentes del sector participarán del Renewables Day, organizado por EconoJournal, Aires Renewables y el estudio jurídico Tavarone, Rovelli, Salim & Miani. La jornada, que tendrá lugar el próximo miércoles 2 de octubre en Buenos Aires, se apoyará en una serie de ejes que configuran la agenda de presente y futuro de la industria como la apertura del mercado eléctrico, la ampliación del sistema de transporte, el debate sobre la nueva regulación del sector y la sustentabilidad ambiental.

El encuentro se desarrollará en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán, a partir de las 8 AM y se podrá seguir en vivo por el canal de YouTube de EconoJournal.

La apertura del evento estará a cargo de Daniel González, viceministro de Energía y Minería. Asimismo, en el primer bloque estarán Manuel Santos Uribelarrea (MSU Energy), Bernardo Andrews (Genneia), Martín Mandarano (YPF Luz) y Adrián Salvatore (Central Puerto), quienes darán cuenta de las visiones de corto y mediano plazo de las empresas generadoras.

En el segundo y tercer panel, Martín Brandi (PCR), Emilia Strunz (TotalEnergies), Carolina Bengochea (Tenaris) y Carlos Cuneo (Trina Solar) debatirán sobre las energías renovables y recursos naturales. Mientras que Rubén Turienzo (Pampa Energía), Mariana Schoua (Aconcagua Energy) y Gabriel Vendrell (Aluar) harán foco sobre el marco regulatorio y analizarán cómo asegurar el desarrollo después de la Ley 27.191

Infraestructura y cuellos de botella

Otro de los ejes sobre los que ahondará el evento será sobre cómo viabilizar la ampliación de la infraestructura eléctrica. Sobre este tema expondrán Pablo Tarca (Transener), Pablo Brottier (Sacde) y Fernando Pini (DESA).

Al final del evento, Nicolás Arceo (Cosultora Economía y Energía), Andrés Gismodi (Vestas), Mariano Maiola (René Energy) y Juan Pablo Ronderos (MAP) advertirán sobre los cuellos de botella enfrenta la industria de energías renovables y que se deberán sortear en los próximos años.

, Loana Tejero

Las compañías Hafele, firma especializada en herrajes para muebles y para la construcción y Alcon, empresa dedicada a lentes de contacto y soluciones oftálmicas, se asociaron para instalar paneles fotovoltaicos de WEG en el estacionamiento que comparten en su complejo fabril. Para este estacionamiento solar (Carport), la compañía de capitales brasileros suministró un total de 120 módulos fotovoltaicos WEG de 550 Wp conectados a dos inversores solares SIW500H ST060.

Según precisaron desde WEG: “Se estima que las empresas tendrán una reducción en el consumo de energía eléctrica de un 40%. Es el primer estacionamiento de autos que WEG instala en Argentina con este tipo de solución”.

Generación

Estos 120 módulos fotovoltaicos van a generar 159.90 MWh/año, reduciendo las emisiones en cerca de 62 tCO2e en la atmosfera por año. A su vez, se prevé a futuro ampliar la potencia instalada sea colocando más módulos fotovoltaicos en los techos de las naves industriales.

En los próximos meses se instalará una estación de recarga WEG WEMOB para fomentar el uso de energía renovable aplicado a la movilidad eléctrica.

La instalación fue realizada por NORGAV SA, empresa especializada en instalaciones de generación solar en Argentina que desarrolló el proyecto bajo la modalidad “llave en mano”, utilizando equipos WEG.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) realizará una nueva edición del Foro de Energía bajo la premisa “Desarrollo energético argentino: construyendo un futuro exportador”. Desde la Cámara destacaron que será una iniciativa que buscará promover el intercambio entre los sectores público y privado sobre las oportunidades que presenta el sector energético para el desarrollo y crecimiento económico de nuestro país.

El encuentro tendrá lugar mañana martes 24 de septiembre de 8:15 a 13 hs. en el Alver Icon Hotel. A su vez, el encuentro se podrá seguir por streaming a través de la web de EconoJournal.

La apertura del evento estará a cargo de Marc Stanley, embajador de Estados Unidos en Argentina, quien analizará la alianza estratégica entre ambos países para apuntalar el desarrollo energético.

En el segundo bloque, Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, expondrá sobre los desafíos del mercado energético en la Argentina y las estrategias para la seguridad energética. El panel estará moderado por Sofía Diamante.

Otros ejes

Por su parte, Dolores Brizuela, presidenta de DOW; Mariano Rube, CEO de Ukko Energy; y Manuel Aguirre, director de Relaciones Institucionales de Vista Energy; debatirán sobre la descarbonización de la industria del Oil & Gas. Ese segmento estará moderado por Diego Dolabjian.

La energía y la minería como motores del progreso y la transformación económica nacional también serán ejes que se abordarán en la jornada. Sobre estos temas disertarán Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación; y Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para el Cono Sur.

Desarrollo

Carlos Mundín, director general de BTU; Fausto Caretta, upstream managing director de Pan American Energy; y Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol; debatirán sobre el desarrollo de la infraestructura estratégica para la integración regional del sector energético y expondrán sobre cuáles son las oportunidades que se le presentan a la Argentina, en un panel moderado por Santiago Spaltro.

Por su parte, Jimena Latorre, ministra de Energía y Minería de Mendoza; Fabricio Gulino, subsecretario de Energía, Minería e Hidrocarburos de Neuquén; y Maximiliano Hardie, gerente de áreas no operadas de Shell Argentina; analizarán el rol de Vaca Muerta como un factor clave para el desarrollo de una matriz energética exportadora. El bloque estará moderado por Nicolás Gandini.

Potencial

Tras la decisión de YPF de elegir a Río Negro como la locación para el proyecto Argentina LNG, el gobernador rionegrino, Alberto Weretilneck, disertará sobre el papel del Gas Natural Licuado en la nueva infraestructura energética de la provincia. El desarrollo del panel estará a cargo de Florencia Barragán.

También, se abordará el rol de Chubut en la producción de fuentes renovables de cara a la transición energética. Es por esto que participarán del encuentro el gobernador Ignacio Torres, y el CEO de Genneia, Bernardo Andrews. Moderará Fernando Castro.

Minerales estratégicos

El potencial de la minería también estará presente en la nueva edición del Foro Energético de AmCham. Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación; Marcelo Murúa, ministro de Minería de Catamarca; e Ignacio Costa, gerente general en Argentina de Arcadium Lithium; analizarán cómo los metales que posee el país funcionarán como catalizadores de la transición energética.

Claudio Puértolas, presidente de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC); y Adrián Salvatore, director de Asuntos Corporativos de Central Puerto; moderados por Fernando Heredia, analizarán cómo la infraestructura eléctrica servirá para potenciar el desarrollo productivo federal.

También participarán como speakers del evento Gabriela Aguilar, gerenta general para Argentina y Brasil y vicepresidenta para LATAM de Excelerate Energy; Daniel De Nigris, CEO de Exxon Mobil Argentina y Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energy. Por último, el cierre del encuentro estará en manos de Alejandro Díaz, CEO de AmCham Argentina.

, Loana Tejero

Los incentivos directos e indirectos a la minería doméstica contemplados en la Ley de Reducción de la Inflación y en la Ley de Infraestructura Bipartidaria de Estados Unidos no despejaron la incertidumbre que genera la capacidad de China de influir en los precios internacionales de los minerales necesarios para la transición energética. Es por ello que el gobierno Joe Biden esta evaluando fijar precios sostén para los minerales críticos en ese país.

El Departamento de Energía identifica unos 38 materiales que son fundamentales para el continuo despliegue mundial de las tecnologías de energía limpia. El informe más reciente sobre las cadenas de suministro de estos materiales señala que en el mediano plazo (entre 2025 y 2035) existe un riesgo de abastecimiento alto en materiales como litio, níquel, cobalto, galio y grafito, entre otros. Entre los materiales de riesgo moderado de abastecimiento figuran el cobre, uranio y acero eléctrico.

Fuente: «Critical Materials Assessment», Department of Energy, 2023.

Las mencionadas leyes impulsadas por la administración de Joe Biden y aprobadas por el Congreso norteamericano incluyen partidas por miles de millones de dólares destinadas a edificar las cadenas nacionales de suministro de las materias primas necesarias para la transición energética. Estos recursos se destinarán en forma de subvenciones, préstamos y créditos fiscales para proyectos mineros, principalmente.

Volatilidad extrema

La industria minera esta dejando entrever que se necesita un rol más activo del gobierno federal para contrarrestar la volatilidad en los precios internacionales de los minerales críticos inducida por China. Los precios de los materiales para baterías sufrieron caídas particularmente grandes en 2023: los precios spot del litio se desplomaron un 75% y los precios del cobalto, el níquel y el grafito cayeron entre un 30 y un 45%, informó la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés).

El pedido de la industria se resume en poner algún piso en los precios de los minerales críticos que sea atractivo para la inversión. «La industria necesita precios más altos para los grandes proyectos que se construirán. Punto final», dijo Keith Phillips, CEO de Piedmont Lithium, una productora de concentrado de espomudeno que tiene a la automotriz Tesla entre sus clientes. Piedmont acaba de retirar una solicitud que había presentado para obtener un préstamo del gobierno federal para sus proyectos de litio en los EE.UU. y generó dudas sobre la voluntad de avanzar con Carolina Lithium, un proyecto de litio con un costo estimado en más de US$ 1000 millones.

En una encuesta reciente del Departamento de Energía, actores de la industria minera sugirieron que el gobierno federal debería ir más allá de apoyar una reducción en los costos de capital para la construcción de nuevas minas e instalaciones de procesamiento y asumir un rol más activo en los mercados de minerales.

Consultadas sobre la volatilidad extrema en los mercados de materiales críticos en los últimos años, las empresas lo atribuyeron principalmente a «prácticas anticompetitivas por parte de Entidades Extranjeras de Preocupación (FEOC) que han acaparado muchos de los mercados de materiales críticos, incluyendo precios por debajo del costo y otras distorsiones de precios, así como un exceso de oferta en el mercado». En diciembre, el Departamento del Tesoro incluyó a las empresas controladas directa o indirectamente por los gobiernos de China, Rusia, Irán y Corea del Norte en el listado de entidades FEOC con el objetivo de excluirlas de la cadena de suministro de baterías y vehículos eléctricos en EE.UU.

Precios sostén

El pedido de certidumbre en materia de precios ciertamente esta siendo considerado por la administración Biden. El gobierno esta evaluando ofrecer precios sostén a determinados productores de minerales en EE.UU., según informó el sitio especializado Politico.

El Departamento de Energía establecería un precio mínimo y aceptaría pagar la diferencia cuando los precios en el mercado cayeran por debajo de ese umbral para minerales críticos producidos por una serie de proyectos estadounidenses. Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento haya determinado que están cerca de ser competitivos en precios, pero que están siendo desafiados por la manipulación del mercado extranjero.

“Si avanzamos en algo como esto, la intención sería dar el empujón que se necesita para poner en marcha el volante, en lugar de crear un subsidio permanente o un colchón para un sector o empresa en particular en el futuro”, dijo un funcionario del área energética al medio estadounidense.

Proyecciones de demanda

Las proyecciones sobre demanda de minerales críticos para la transición energética son diversas, pero suelen coincidir en un diagnóstico base: la oferta global será insuficiente sin inversiones crecientes en nuevas minas y en exploración. La Agencia Internacional de Energía advirtió en su último reporte sobre minerales críticos que «el mercado actual, bien abastecido, puede no ser una buena guía para el futuro, ya que la demanda de minerales críticos sigue aumentando».

En 2023, la demanda de litio aumentó un 30% y la demanda de níquel, cobalto, grafito y elementos de tierras raras experimentaron aumentos que oscilaron entre el 8% y el 15%. La proyección más conservadora de la agencia, el Escenario de políticas establecidas (STEPS), indica que la demanda de minerales críticos se duplicará para el 2030.

En particular existe una brecha importante entre la oferta y la demanda prospectivas de cobre y litio. En el Escenario de compromisos anunciados (APS), un escenario intermedio entre el más conservador y el más optimista de Cero Emisiones (NZE), el suministro minero anticipado de los proyectos anunciados hasta ahora cubriría solo el 70% de los requisitos de cobre y el 50% de los de litio para el 2035.

Para llegar al escenario de cero emisiones, la agencia estima que se requerirán inversiones en minería por alrededor de US$ 800.000 millones entre hoy y 2040. Solo en minería de cobre los requisitos de capital hasta 2040 son de 330.000 millones de dólares en el escenario intermedio y de 490.000 millones de dólares en el escenario de cero emisiones.

, Nicolás Deza

La petrolera Aconcagua Energía publicó su primer Reporte de Sostenibilidad, correspondiente al período 2023. Además, la compañía lanzó su nueva página web. «Estos dos hitos reflejan el firme compromiso con el crecimiento responsable y la transparencia, fundamentales para avanzar en un mundo que demanda cada vez más sostenibilidad», destacaron desde la firma.

El Reporte de Sostenibilidad 2023 es un documento clave que destaca los logros alcanzados por el Grupo energético durante el año y además establece un marco de referencia para los desafíos futuros. En él se abordan los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y se detalla cómo Aconcagua Energía está contribuyendo a su cumplimiento. 

Diego Trabucco, presidente y CEO de Aconcagua Energía, aseguró: “Este es un primer paso clave en nuestra misión de integrar la sostenibilidad en cada aspecto de nuestras operaciones; en lo económico, social y ambiental; y el cual nos marca la hoja de ruta hacia donde debemos ir, y establece un nuevo estándar a superar año tras año”.

Javier Basso, vicepresidente y CFO del Grupo, expresó: «El compromiso de cada miembro de Aconcagua Energía es lo que nos permite seguir creciendo y asumiendo nuevos desafíos. Cada logro que cosechamos es el resultado del esfuerzo colectivo de nuestro equipo, que trabaja día a día para construir un futuro más sostenible».

Página web

«La nueva página web ha sido diseñada con un enfoque moderno y dinámico, reflejando la diversidad de operaciones y solidez del Grupo. La navegación intuitiva permite acceder fácilmente a información sobre los servicios, proyectos y la filosofía que guía sus acciones», informaron desde Aconcagua Energía.

«La actualización de la página web es parte de nuestro compromiso de ser más accesibles y brindar más información respecto de todo el trabajo que desarrollamos diariamente en nuestras operaciones y con nuestras comunidades vecinas”, afirmó Juan Crespo, Gerente Corporativo de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad.

Desde la compañía precisaron que ambos proyectos representan un avance significativo en la estrategia de sostenibilidad y comunicación de Aconcagua Energía. El informe completo se puede visualizar en la web de la empresa. 

, Redaccion EconoJournal

“Me llamó la atención que Horacio (Marín) no mencionara ni una sola vez a Petronas a lo largo de toda su presentación sobre el potencial de la Argenitna como productor de GNL. Prefirió hablar de su viaje a la India para intentar sumar a las empresas de energía de ese país como offtakers (compradores) del gas argentino en lugar de dar detalles del proyecto anunciado con Petronas”.

Las palabras, compartidas a este cronista el jueves pasado en Houston por un empresario petrolero que participó del evento organizado por el IAPG en el hotel Hilton DoubleTree, retumbaron hoy con fuerza después de que Marcelo Bonelli publicara en Clarín que la salida de la petrolera malaya del megaproyecto de Gas Natural Licuado, anunciado por el gobierno de Javier Milei a fines de julio, está decidida “en un 95%”. Antes de viajar a Texas, el martes de la semana pasada, Marín también había omitido nombrar a la empresa de Malasia durante una entrevista con José del Río, secretario de La Nación, durante un evento por los 110 años de Shell. «Elegimos India como primer país para el GNL porque será el motor del mundo en la década siguiente«, señaló el presidente y CEO de YPF.

¿Por qué tentar a India para que se sume como offtaker del gas argentino si ese rol en el negocio ya estaba reservado para Petronas, un jugador bien posicionado en el mercado global de GNL?

Según el cronograma establecido en el Memorando de Entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) vigente con YPF, la empresa malaya tiene que tomar una decisión relevante en el último bimestre del año: debe decidir si integra los fondos necesarios para completar los trabajos de ingeniería de detalle de la planta de licuefacción que YPF quiere instalar en Punta Colorada, Río Negro. En total, son unos US$ 180 millones de inversión, cuya ejecución debe estar comprometida a más tardar en diciembre de 2024, según indicaron a EconoJournal allegados a la petrolera bajo control estatal. YPF está decidido a solventar esa inversión, pero desde Kuala Lumpur aún no dieron el visto bueno. En términos contractuales, si a fin de año Petronas no desembolsa ese dinero, su participación en el proyecto de licuefacción de GNL se caerá por su propio peso. Eso es un hecho.

https://twitter.com/HardeepSPuri/status/1830942558874411374

Sobrerepresentado

EconoJournal consultó este martes a voceros de la petrolera malaya en Buenos Aires, que dos días más tarde informaron que no realizarían comentarios al respecto. Pero allegados a YPF reconocen que hoy el escenario más probable es que Petronas se termine retirando del proyecto.

Otro importante directivo de la industria petrolera lo puso en estos términos: “La política siempre tiene la tentación de sobrerepresentar, con fines políticos de corto plazo, las expectativas reales de megaproyectos de inversión como este. En julio cuando el vocero del Presidente (Manuel Adorni) celebró la inversión del GNL en Río Negro por US$ 30.000 millones (casi un 10% del PBI argentino), el gobierno usufructuó el capital simbólico y la legitimidad de Petronas, que efectivamente es uno de los grandes jugadores del mercado mundial de GNL, pero en los hechos nunca hubo un contrato vinculante firmado, sólo cartas de intención”.

Marín habló la semana pasada en Houston sobre las posibilidades de la Argentina de convertirse en productor de GNL.

Alternativas

Por más que la salida de Petronas se formalice o su rol se redefina en las próximas semanas, YPF confía en encontrar nuevos socios interesados en el proyecto de GNL. “Con India creo que estamos para pasar a una segunda fase. Con Hungría y Alemania ya tuvimos dos reuniones y seguimos. Además, estamos negociando con dos super majors (una sería Shell, que está presente en Vaca Muerta y es el principal productor de GNL del planeta, que sin embargo prefiere ser cauto a la hora de analizar las chances reales de la Argentina para ingresar al selecto grupo de países productores de gas licuado). Hay mucho más interés del que ustedes creen”, indicó Marín el jueves pasado en la jornada “Shale en Argentina”, organizada por el IAPG en Houston. “Este proyecto el año pasado era una locura. Pero hoy hay otro mood (humor). La Argentina cambió y hay mucho interés de países que, después de la guerra (en Ucrania), quieren diversificar su provisión de gas natural por razones de seguridad energética”, agregó el presidente de YPF.

En cualquier caso, la materialización de una planta de licuefacción de GNL implica un trabajo de una complejidad mayúscula. Por caso, en México, la segunda economía de América latina, la empresa México Pacific enfrenta una demora de más de dos años para destrabar la construcción de la planta GNL Saguaro Energía, que prevé una inversión de US$ 16.000 millones para exportar gas producido en Permian —la principal formación de shale oil de EE.UU., que produce altos niveles de gas asociado—, ubicada del otro lado de la frontera estadounidense.

“Saguaro Energía es un proyecto interesante. Hay bancos interesados en financiar 8.000 de los 16.000 millones de inversión, pero México Pacific debe conseguir los 8.000 millones restantes entre las empresas que quieran participar del equity de la planta (como por ejemplo, una empresa productora de gas). Pero pese a que ya invirtieron 200 millones en trabajos de pre-construcción, la obra está frenada por falta de financiamiento”, explicó un consultor que sigue de cerca la iniciativa.

En conjunto

Marín destacó en Houston —al igual suele hacerlo cuando da una entrevista a un medio periodístico— que el proyecto de GNL no es una iniciativa exclusiva de YPF. Todo lo contrario. La idea es sumar a la mayor cantidad de petroleras, como Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pampa, Pluspetrol y CGC, entre otras. “Nuestro objetivo es abrir el mercado, porque lo más difícil es conseguir el contrato por las 10 primeras millones de toneladas de GNL por año. En los próximos meses queremos abrir comisiones comerciales para que se sumen directivos de otras empresas”, explicó en Houston y adelantó que si las negociaciones con India son favorables, un equipo de 25 ejecutivos de YPF podría radicarse en el país asiático para diseñar la escala y las características técnicas de un proyecto de licuefacción entre ambos países.

Según un relevamiento realizado por EconoJournal entre los principales productores de gas del mercado argentino, las negociaciones para sumarse al proyecto de GNL que lidera YPF aún son informales y están en una etapa gestacional. Además, las conversaciones al máximo nivel de la industria se erosionaron en los últimos meses como consecuencia de la disputa por los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta —de hecho, la ejecución de algunos proyectos de infraestructura en la industria de Oil&Gas están supeditados a cómo se resuelva ese proceso de venta, que está demorado—. El proceso de venta de ExxonMobil tiene en la recta final a tres grupos empresarios del mercado petrolero doméstico: a) Tecpetrol junto con Vista; b) YPF junto con PAE y c) a Pluspetrol por su cuenta.  

Una de las unidades flotantes de licuefacción de Golar, la empresa que firmó un acuerdo con PAE.

Flotante

La única iniciativa de GNL que se anunció formalmente hasta ahora es la que lidera Pan American Energy (PAE), que se asoció con Golar, una empresa de tecnología especializada en infraestructura marítima de licuefacción, para producir 2,45 millones de toneladas (MTPA) por año de GNL a partir de 2027.

Golar incluso anunció esta semana la inversión de US$ 2200 millones para construir una nueva unidad flotante de licuefacción (FLNG) por 3,5 MTPA anuales que podría ser parte de una segunda etapa del emprendimiento que anunció PAE en el país. Algunas petroleras como Pampa Energía y Pluspetrol consideran que la inversión en plantas flotantes de GNL es más factible para un país como la Argentina —con altos niveles de volatilidad macroeconómica—, dado que no requieren de inversiones millonarias hundidas en tierra antes de empezar a producir. Como la inversión en la fabricación de la FLNG corren por cuenta de los tecnólogos —como Golar—, los proyectos de este tipo se apoyan en los gastos operativos que demandan para funcionar —es decir, en el OPEX,— que se pueden interrumpir o renegociar si algo sale mal.

, Nicolas Gandini

TotalEnergies (operador del consorcio Cuenca Marina Austral 1 CMA 1) junto a sus socios Wintershall Dea y Pan American Energy anunciaron la puesta en producción del primero de los tres pozos de del proyecto offshore Fénix.

Fénix es la sexta plataforma del consorcio en el Mar Austral Argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego y a partir de hoy aportará una mayor disponibilidad de gas natural para el país.

Impacto

El desarrollo gasífero costa afuera, que demandó una inversión de más de 700 millones de dólares, inició su producción el 19 de septiembre, y luego de finalizar los restantes pozos aportará el equivalente al 8% de la producción argentina.

“La realización del proyecto Fénix representa un nuevo hito en la historia del consorcio CMA-1 y fue logrado gracias al apoyo y trabajo junto a las autoridades provinciales y nacionales”, sostuvo Catherine Remy, directora general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina.

Además, la ejecutiva expresó: “Estamos muy orgullosos de haber logrado, en tiempo record y con excelente desempeño en materia de seguridad, poner en producción este proyecto tan desafiante, que forma parte del desarrollo energético de la Argentina”.

Actividad

Las actividades en el Mar Austral Argentino se iniciaron en septiembre 2023. El proyecto fue  desarrollado en tres etapas e incluyó: 1) la instalación de 36 kilómetros de gasoducto submarino para conectar la plataforma Fénix con la plataforma Vega Pléyade, también operada por Total Austral, y así poder evacuar el gas producido; 2) la construcción e instalación de la plataforma de producción Fénix; 3) la perforación de tres pozos horizontales, de los cuales el primero comienza actualmente su puesta en producción.

El fluido será enviado a través de gasoductos marinos y tratado en las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa, ambas pertenecientes al consorcio. Allí se acondicionará el gas para ser inyectado al Gasoducto San Martín y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país.

«Fénix es uno de los proyectos con menor huella de carbono, estimado en menos de 10 kilogramos de CO2 equivalente por barril de petróleo equivalente», destacaron desde la compañía.

El consorcio

El proyecto integra la concesión Cuenca Marina Austral CMA-1 operada por Total Austral, con una participación del 37,5%, junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A.(37,5%) y Pan American Energy (25%). De este modo Total Austral se convierte en el principal operador privado de gas natural de la Argentina con una producción operada de algo más del 30% del mercado.

Fénix en cifras

• 4 años de estudios, construcción, instalación, y perforación, completación y conexión.
• Más de US$ 700 millones de inversión.
• Uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10 kgCO2e/boe).
• 70 metros de profundidad de agua en la zona de instalación.
• Ubicado a 60 km de la costa.
• Mas de 3.000 personas involucradas en el proyecto.
• Sustitución de importaciones (el equivalente a 15 Barcos de GNL durante los meses de invierno).

, Redaccion EconoJournal

“No tengo dudas que la planta de GNL se va a hacer. Después veremos si es con Petronas o no y veremos los cronogramas de inversión. Es una discusión empresarial, comercial y financiera, pero no está en riesgo el proyecto”, aseguró este viernes el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, luego de que trascendiera a través del diario Clarín que la petrolera malasia Petronas evalúa desistir de invertir en el proyecto de construcción de una planta de licuefacción de gas en la localidad rionegrina de Punta Colorada.

El gobernador, que se encuentra en una gira por la localidad cordillerana de Bariloche, opinó en Radio Con Vos Patagonia que “por lo que he hablado con Horacio Marín (presidente de YPF), creo que si Petronas no sigue, YPF va a continuar con el proyecto con otros socios, con otras empresas. La decisión de YPF es continuar con la planta y será en Río Negro”.

Alberto Weretilneck junto al titular de YPF Horacio Marín.

Weretilneck sostuvo luego que el plan de construir una planta de GNL siempre “fue por detrás en la planificación”, en comparación con el desarrollo del Vaca Muerta Sur, el otro proyecto que encabeza YPF y que tiene a Punta Colorada como protagonista. En este sentido, se refirió a las demoras en el plan de inversión del proyecto Argentina LNG que hasta ahora solo tenía la confirmación de la localidad rionegrina como sede, pero Petronas nunca había confirmado el plan de inversiones.

El gobernador patagónico intentó quitarle gravedad al asunto, sobre todo por las expectativas que genera en la provincia y específicamente en los habitantes de la localidad de Sierra Grande, ubicada a pocos kilómetros de la costa. Agregó que “el desarrollo de Vaca Muerta Sur es tan importante como la planta de GNL, que fue conocida por la disputa con Bahía Blanca” y detalló que actualmente la provincia encabeza una serie de capacitaciones para formar profesionales y que puedan trabajar en el proyecto.

“Una muy mala noticia”

Una fuente de la industria que participó en la elaboración de proyecto Argentina LNG, confirmó a EconoJournal que “Petronas está con un pie afuera”. Consultado por los motivos, negó que tengan que ver con la coyuntura política nacional y dijo que tendrían que ver con el ingreso de otras empresas al proyecto.

“El proyecto se iba a hacer igual en la gestión de Alberto Fernández, no es algo político. Pero desde un inicio se había planteado que YPF y Petronas  arrancaban juntos y después le abrían la puerta a otras compañías”, dijo la fuente en relación al  Acuerdo de Estudio y Desarrollo Conjunto (JSDA) y el Memorándum de Entendimiento (MOU) que las dos petroleras habían firmado en 2022. “Es una muy mala noticia para Argentina porque Petronas es uno de los mayores productores  de GNL a nivel mundial”, agregó.

En julio pasado, este medio reveló que YPF analizaba sumarse al proyecto de PAE, Wintershall Dea y Golar, algo que implicadaba que la compañía que lidera Marín se salteara la primera etapa flotante del proyecto con Petronas, ya que el proyecto original estaba pensado en tres etapas: una primera mediante la utilización de una barcaza ya construida de Petronas con capacidad de procesar 1,5 MTPA de GNL y luego mediante la fabricación de otras dos terminales flotantes por 4-5 MTPA cada una. Una segunda etapa suponía la construcción de una terminal en tierra por 10 MTPA. Y una tercera hacía lo propio por otros 10 MTPA también onshore.

, Laura Hevia

La empresa química Hygt Chemical cuenta con más de 30 años de trayectoria en lo que refiere a la fabricación de productos químicos para las diferentes actividades productivas entre las que se destacan la industria del Oil&Gas, la minería y el rubro vial. La compañía nació como un proyecto familiar, conformado por profesionales de diversas empresas químicas con experiencia en la industria con la meta de fabricar y comercializar soluciones químicas adecuadas a las necesidades de cada área.

En la actualidad, la firma cuenta con un equipo especializado en diversos segmentos como desarrollo técnico, industrial, asesoría técnica y comercial. Carlos Trias, director de la compañía, participó de la última edición de Argentina Mining 2024, el encuentro internacional que reunió a los principales referentes de la industria minera en América Latina, empresas, proveedores e inversores. Allí expuso sobre la tecnología disponible para tratamiento de caminos y control de polvo en suspensión y sobre la reducción de uso de agua, huella hídrica, contaminación y medioambiente en el sector.

En diálogo con EconoJournal, Trias aseguró: “El evento fue fundamental para posicionarnos como proveedores de la industria y para forjar alianzas con nuevas empresas. Hubo mucha gente, empresas, proveedores. La industria minera requiere de varias patas de cada actividad. Necesita de unidad de control de sólidos y herramientas de medición, algo que nosotros ofrecemos junto a los fluidos de perforación”.

Oferta de productos

El ejecutivo de Hygt Chemical detalló que desde la compañía poseen acuerdos con varias empresas que complementan su actividad. “Nuestro core son soluciones para el rubro del Oil&Gas. Poseemos distintos productos como inhibidores de gas, de oxígeno, reductores de fricción y de viscosidad para crudo, aditivo para la estabilización química de caminos de tierra en yacimientos petroleros y mineros, entre otros”, precisó Trias.

El director de la empresa indicó que para la minería poseen fluidos de perforación lo que resulta un insumo fundamental para el desarrollo de la actividad. En esa línea, remarcó: “La minería en la Argentina tiene mucho potencial y somos muchas las empresas que estamos para suplir las diferentes demandas que tiene el sector”.

Trias también destacó el rol que poseen las soluciones que ofrecen para el rubro vial puesto que marcó que es transversal para cualquier industria para darle fin a los problemas de acceso. “En lo que refiere a la industria vial tenemos productos para la estabilización de caminos e insumos dedicados al control de nieve y hielo. Se trata de un producto que, a nivel mundial, muy pocas empresas lo tienen. Se aplica de forma superficial cuando ya hay nieve o también puede utilizarse de forma preventiva. A la mayoría de las empresas mineras y petroleras que nosotros abastecemos de otros productos también les brindamos este tipo de soluciones para caminos para darle continuidad a la actividad”.

Soluciones

En su apuesta por el desarrollo de soluciones innovadoras, Hygt Chemical Group desarrolló una nueva compañía: Wax Drilling Fluids, dedicada al desarrollo y fabricación de aditivos para fluidos de perforación y workover (P&Wo) y productos para el rubro minero.

En dialogo con este medio, Agustina Mercado, responsable de operaciones de Wax Drilling Fluids, aseveró que “la industria minera tiene una proyección importante en nuestro país. Por eso creo que la debemos acompañar para poder lograr objetivos en conjunto. No se trata sólo de explorar, sino de hacer todo lo posible para estar ahí y lograr que en los diferentes proyectos se comience a producir”.

Mercado también adelantó que se encuentran trabajando para incorporar a las comunidades en la actividad. “Nuestra idea es capacitar a la población, a la que está en la industria y también a la que quiere aprender para que todos compartamos las mismas ideas”, puntualizó.

Sustentabilidad

Uno de los objetivos de ambas empresas reside en el compromiso con la comunidad y el medioambiente, según precisaron. Por esto, en las compañías se aplica toda la normativa, se instruye al personal y se decide hacer partícipe al cliente en el manejo de las precauciones y la atención de posibles emergencias.

Trias aseguró: “Nuestros productos para el rubro vial están aprobados ambientalmente por INTI y por algunas secretarias provinciales de medioambiente. Ahora intentamos hacer lo mismo con los fluidos de perforación para generar una industria minera verde aprovechando los recursos y haciendo un uso eficiente de ellos”.

Pasos a seguir

En el evento Argentina Mining, y con el objetivo de impulsar el crecimiento del sector minero y afianzar el rol de las compañías de servicios, se lanzó la Cámara Federal de Proveedores Mineros (CaFeProMi). La institución reunirá a las cámaras de las diferentes provincias que cuentan con proyectos mineros en etapas de exploración y producción.

Trias consideró que “es una buena medida que se incorporen cámaras para articular un poco la parte privada, las empresas, con el Estado. Es importante que exista una cámara que nuclee las distintas actividades”.

Asimismo, puntualizó que siempre existen desafíos en el sector que se deben atravesar. “Nosotros estamos detrás de las demandas de nuestros clientes, intentando desarrollar nuevos productos teniendo en cuenta el cuidado del medioambiente y el uso eficiente de los recursos”, finalizó.

, Loana Tejero

AFRY es una empresa de origen sueco con fuerte presencia en Latinoamérica que se especializa en la provisión de soluciones de descarbonización, circularidad, electrificación y digitalización de procesos. La firma acaba de anunciar el lanzamiento de un proyecto para la optimización energética en la planta de Papel Misionero, ubicada en la provincia de Misiones, que pertenece al Grupo Arcor. 

Según informaron desde AFRY, el objetivo de esta iniciativa es realizar un diagnóstico del consumo de agua industrial y de energía en el complejo, donde se producen alrededor de 90.000 toneladas (Tn) anuales de papeles para embalaje. La idea es identificar y generar las mejoras necesarias en sus procesos para promover un uso más eficiente de los recursos hídricos y energéticos.

En diálogo con EconoJournal, el Project Manager de AFRY, Franklin Canales Alvarnez, brindó más detalles sobre este tipo de servicios. “Las propuestas son muy dependientes de la condición en que se encuentra cada planta. En general, luego de una visita técnica, se proponen cierres de circuitos, empleo de equipos más eficientes, mejoras en los procedimientos de operación y mantenimiento, así como optimizaciones en la gestión de la información de procesos, estableciendo KPIs (indicadores clave de rendimiento) específicos para ellos”, explicó.

La implementación de energías renovables, puntualizó el directivo, es planteada por AFRY dentro de las recomendaciones prioritarias. “Sin embargo, dado el uso intensivo de la electricidad en los procesos industriales, esta alternativa es de largo aliento y altos costos”, advirtió.

Entre los beneficios a considerar en la materia, subrayó, el costo y la competitividad son los de mayor relevancia, sin omitir el impacto positivo en la imagen de la empresa que se vuelve sustentable, la cual mejora al ser más eficiente en el uso de recursos escasos como el agua y la energía. “Hoy en día, la optimización de la demanda energética es una tendencia mundial, tanto por la reducción del consumo como por la sustitución por energías verdes de fuentes poco amigables con el medio ambiente”, indicó.

Es indudable, sostuvo, que la energía se ha vuelto un tema central en la agenda operativa de las industrias en todo el mundo. “Cada vez se apunta más al empleo de fuentes verdes que ayuden a la descarbonización del planeta”, recalcó.

Plazos de rentabilización

De acuerdo con Canales Alvarnez, la inversión en este tipo de proyectos presenta una rentabilidad a lo largo del tiempo, la cual puede variar de manera significativa en función de los impactos sobre los consumos actuales. “Las empresas que registran altos consumos y desean reducirlos drásticamente, tienen mayores costos y, por tanto, podrían requerir mayores tiempos para su rentabilización”, aclaró.

Los plazos, añadió el ejecutivo, también dependen considerablemente de las condiciones particulares de cada caso. “Me refiero, por ejemplo, a la localización de las industrias, la disponibilidad y el costo de los recursos, y el precio de los bienes producidos, entre otras variables”, completó.

, Julián García

Cammesa, la empresa que se encarga del despacho de energía en todo el país, que es controlada por el gobierno nacional, presentó este mes un recurso de amparo en la Corte Suprema para ponerle un freno al gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, que abiertamente desafió la política tarifaria instrumentada por el gobierno de Javier Milei al ordenar —a través de dos resoluciones que llevan su firma— que Edelar, la distribuidora provincial de energía, deje de pagar la energía que compra en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que en última instancia es administrado por el Estado nacional.

La decisión de Quintela es un absurdo regulatorio. Por medio del Decreto 370 y de la resolución 133 del Ente Regulador de Servicios Públicos provincial, ambas publicadas en abril, el mandatario riojano le ordenó a Edelar desconocer el precio estacional de la energía eléctrica (PEST) fijada por el Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, y no trasladarlos a los cuadros tarifarios que pagan los usuarios residenciales de la provincial. Si bien en los últimos 20 años fueron múltiples —y hasta constantes— los casos de distribuidoras provinciales que acumularon deudas millonarias por pagar con demora —o incluso dejar de pagar por un período de tiempo— la factura de Cammesa, nunca un gobernador se había animado a ordenar por escrito ese desacato contra el sistema eléctrico nacional, que es lo que hizo Quintela en abril.

En desacato

La decisión dejó expuesto al mandatario riojano frente al resto de los gobernadores, que sí convalidaron el traspaso a facturas del precio estacional de la electricidad fijado por la Secretaría de Energía. Ahora, para intentar ponerle un coto a la desobediencia de La Rioja, que en la práctica atenta contra la política de reducción de subsidios energéticos del Tesoro nacional a fin de alcanzar el déficit fiscal cero, el vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella, que está alineado con el ministro de Economía, le pidió al máximo tribunal de Justicia del país que deje sin efecto, de manera inmediata, lo establecido en el Decreto 370 y la resolución 133, según indicaron fuentes del mercado eléctrico a EconoJournal.

¿Qué implica esta maniobra de La Rioja? En los hechos, la decisión en rebeldía del gobernador de La Rioja afecta no sólo a la operatividad financiera del sistema, sino que además es una provocación tácita a las provincias y distribuidoras que sí cumplen con sus obligaciones de pago con Cammesa.

A su vez, las demoras y la falta de pago por parte de algunas distribuidoras no sólo amenazan el abastecimiento eléctrico, sino que han requerido -en varias ocasiones- la asistencia financiera del Estado Nacional, generando una dependencia de los aportes del Tesoro que se traduce en inflación, además de provocar una situación de injusticia entre los actores del sistema.

Continuidad del servicio

Fuentes al tanto de esta maniobra indicaron a EconoJournal que “la distribuidora provincial de energía Edelar, dirigida por el hijo del gobernador, ha buscado eludir el pago de la energía eléctrica adquirida a Cammesa». «Este movimiento en rebeldía tiene como objetivo sumar a su patrimonio los fondos que deberían ser destinados al pago de las compras de energía, afectando gravemente a la cadena de pagos del MEM”, cuestionaron.

En esa misma línea, destacaron que para la compañía encargada del despacho de energía “es prioritario garantizar la continuidad del servicio eléctrico en condiciones de seguridad y equidad, y por ello ha tomado la decisión de llevar este caso ante la Corte, lo que marca un precedente en la defensa de las competencias del sistema eléctrico argentino”.

Cadena de pagos

El accionar de Cammesa de solicitar una medida cautelar de la Corte Suprema de Justicia se enmarca en una serie de acciones que está llevando adelante la compañía mixta que administra el mercado eléctrico para preservar la integridad financiera de la cadena de pagos en el sector eléctrico y así asegurar la provisión de energía eléctrica en todo el país.

Tal como adelantó este medio, a principio de este mes la Cámara Federal de Mar del Plata falló a favor de Cammesa al frenar una maniobra que estaban llevando adelante las cooperativas eléctricas para no abonar los servicios de energía provistos por Cammesa. Esto es así puesto que la Cámara revocó el fallo del Juzgado Federal de Dolores que había extendido un amparo individual que beneficiaba inicialmente solo a la Cooperativa de Villa Gesell -y la eximía del pago por la energía consumida administrada por Cammesa- hacia otras compañías que no habían formado parte del proceso judicial. Frente a esto, Cammesa decidió apelar y la Cámara calificó al proceso como inapropiado.

La decisión de la Cámara fue clave para el óptimo funcionamiento del sistema puesto que esta situación significaba un riesgo ya que formalizaba legalmente que las cooperativas o empresas distribuidoras dejaran de pagarle a Cammesa lo que generaba que empresa no pueda abonar el pago por la generación y transporte de energía.

, Redaccion EconoJournal

AES Argentina, empresa líder en generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, presentó su “Reporte de Sostenibilidad 2023”. “El reporte refleja el progreso continuo de la compañía en su misión de construir un futuro más sostenible”, destacaron desde la compañía a través de un comunicado.  

Entre los puntos más destacados se encuentran los esfuerzos de AES Argentina por reducir su huella de carbono, promover prácticas laborales justas y seguras, y consolidar su papel como un agente clave en la transformación del sector energético, precisaron.

«Nuestro viaje hacia la sostenibilidad ha sido un proceso constante de aprendizaje y evolución. Desde la reducción de nuestras emisiones hasta la implementación de prácticas laborales que priorizan la seguridad y el bienestar de nuestros colaboradores, cada acción nos acerca a nuestro objetivo de contribuir de manera significativa al desarrollo sostenible del país», destacó Martín Genesio; presidente & CEO de AES Argentina.

Resultados

Entre los principales hitos de 2023 logrados por la compañía se destaca que en la actualidad cuenta con 3.001 MW potencia instalada de los cuales el 47% proviene de fuente renovable. Además, alcanzó un 7% de participación en el mercado eléctrico argentino y posee 780 MW en proyectos renovables en desarrollo.

A su vez, la firma logró que el 28% de los residuos generados fueran reciclados. En 2023, generó 5.976.670 MWh de energía (53% renovable) y vendió 5.627.260.

AES obtuvo una tasa total de incidentes registrables (TRIR) del 0,67. Logró 9.692 horas de capacitación (26 hs. por persona) y $ 56.100.000 de inversión total.

Como una de las principales generadoras de energía eléctrica en Argentina, AES reconoce su rol esencial en la transición hacia un futuro energético más limpio y eficiente. La empresa reafirma su compromiso de alcanzar operaciones con cero emisiones de CO2 para 2050, cumpliendo con los más altos estándares de calidad y eficiencia, sin perder de vista la seguridad de sus colaboradores y de las comunidades donde opera.

El reporte está disponible en el sitio web oficial de AES Argentina.

, Redaccion EconoJournal

MSU Green Energy, la unidad de negocios de energías renovables del Grupo MSU, anunció el lanzamiento de sus programas de Jóvenes Profesionales y de pasantías, diseñados para ofrecer oportunidades de aprendizaje y desarrollo profesional a estudiantes y recién graduados. “Ambos programas representan un firme compromiso de MSU Green Energy con el fomento del talento joven y la preparación de futuros líderes en la industria energética”, destacaron desde la compañía.

Las pasantías proporcionarán a los participantes una experiencia práctica en la que podrán aplicar sus conocimientos académicos en un entorno real de trabajo y colaborar estrechamente con profesionales experimentados.

Detalles clave del programa

Duración: seis meses con posibilidad de extensión de seis meses más

Beneficios: Oportunidades de mentoría, desarrollo de habilidades técnicas y blandas, participación en proyectos estratégicos, y más.

Requisitos de Elegibilidad: Estudiantes avanzados de los últimos dos años de la carrera, conocimientos de herramientas informáticas e inglés avanzado y deben ser alumnos regulares.

El Programa de Jóvenes Profesionales no solo busca nutrir el talento emergente, sino también proporcionar una plataforma donde los participantes puedan desarrollar habilidades técnicas y de liderazgo que los prepararán para enfrentar los desafíos del futuro, según detallaron.

El programa

El programa está dirigido a graduados recientes y jóvenes talentosos interesados en hacer una diferencia significativa en el sector de la energía verde. A través de mentorías personalizadas, formación especializada y la participación en proyectos estratégicos, los participantes tendrán la oportunidad de crecer profesionalmente mientras colaboran con líderes y expertos en la industria.

“En MSU Green Energy, estamos convencidos de que el futuro y el crecimiento de nuestra compañía depende en gran medida de la creación de nuevas oportunidades de desarrollo para el talento joven” comentó Nazareno del Castillo, gerente de Capital Humano.

“Estos programas no solo potenciarán nuestra capacidad de innovación, sino que también brindarán nuevas oportunidades de formación y crecimiento a jóvenes profesionales” mencionó el ejecutivo.

El proceso de aplicación para ambos programas estará abierto a partir de septiembre de este año. Para más información sobre cómo aplicar, los interesados pueden visitar nuestra página web en msugreenenergy.com.

, Redaccion EconoJournal

En la primera parte y congruentemente con el informe del presidente de La Nación en su presentación del presupuesto 2025, la libertad de contratación es el objetivo final entre la oferta y la demanda a voluntad de las partes. Con ese objetivo en un primer artículo se hizo una asignación transitoria (eficiencia asignativa) entre la oferta percibida por los generadores y los segmentos residenciales N1, N2, N3.  Todo inmerso en un programa donde se concluya en una eficiencia técnica de recursos técnicos para cada modalidad de consumo y la consecuente apropiación de costos por factor de uso.

Con la eficiencia asignativa propuesta, ya no hace falta discriminar tres precios estacionales para cada escalón, dado que lo que se recaudará en concepto de compra de generación para cada precio, está correlacionado con el total a pagar a los generadores oferentes y por lo tanto no se genera deuda.

Una vez realizado esto, el precio medio no residencial se verá incrementado. Sin embargo, mucha de la demanda no residencial se compra a través de CAMMESA al mercado spot horario por medio de la resolución SE 1281/06 y otra parte tiene contratos bajo el concepto de Energía Plus, el Mater y el cumplimiento del 20% de su demanda en cumplimiento de la Ley 27.191. Por lo tanto, el seudo incremento del precio medio para esta demanda no residencial se va atenuando.  Con la reversión del gasoducto norte y la disponibilidad de gas de Vaca Muerta, las necesidades de generación con gasoil disminuirán, según las simulaciones, en un 40 % respecto del año anterior, haciendo que el precio medio del sector no residencial se vea incrementado mínimamente.

Con el impacto de la reversión del Gasoducto y la disponibilidad de gas de Vaca Muerta para el sector no residencial se tendría:

Afectado por la contractualización parcial mencionada anteriormente la incidencia efectiva es del 6% de incremento para la demanda no residencial.

Para minimizar este impacto, la segunda etapa consiste en la obligación de contractualización de la curva de carga de la demanda no residencial al 100% estableciendo un plazo de 180 días corridos, para que se pueda entrar al próximo invierno con la demanda ya contractualizada.  Conforme a la matriz insumo-producto, la incidencia de la energía en los precios de bienes y servicios no supera el 18%. Para facilitar la confección de contratos, los generadores deberán abastecerse de su propio combustible para garantizar los contratos de abastecimiento que se firmen en forma proporcional a su nivel bajo modalidad contratada. El plazo de los nuevos contratos debe permitir asimismo la posibilidad de hacerlos de largo plazo y facilitar contratos PPA para generación nueva, con o sin RIGI, mediante la derogación del art. 9 de la resolución 95 de Secretaria de Energía de 2013 indiferenciando la fuente de energía. Es una buena estrategia para las empresas demandantes tener por lo menos un flujo de fondos estable de la misma manera que se permite la estabilidad fiscal y jurídica a las inversoras.

El esquema propuesto permitiría, por un lado, una inmediata reducción en el precio medio monómico para la demanda residencial y, por otro, estimularía la inversión privada en tecnología más eficiente, reduciendo gradualmente los costos de la provisión energética para toda la demanda, y estableciendo como norma de la Secretaría de Comercio, que cada banco o distribuidora o agente recaudador del servicio de prestación de energía eléctrica, actúe por cuenta y orden y reenvíen el importe correspondiente a CAMMESA al precio estacional y transporte, en forma automática en una cuenta recaudatoria a nominar.

(*) Ex funcionario de energía.

, Vicente Serra Marchese (*)

Tras el conflicto mapuche, Figueroa pidió a Nación respetar la potestad provincial.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se refirió en la mañana del miércoles a los dichos de la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, quien en el almuerzo de Club de Petróleo de ayer había anunciado el envío de 300 gendarmes a Vaca Muerta para desactivar una protesta mapuche y sostuvo que “no fue lo que dijo”.

Con el conflicto ya disuelto, el mandatario neuquino le bajó el tono a las declaraciones que la misma ministra había hecho frente a empresarios petroleros y afirmó en una rueda de prensa que “lo fundamental en cada una de las provincias es la territorialidad, el diálogo y respetar las potestades provinciales. Dentro de ese marco, todo”.

El lunes la Confederación Mapuche de Neuquén había iniciado un bloqueo que impedía el ingreso a las plantas de tratamiento de residuos peligrosos Comarsa, Treater, Indarsa, SAN y Ecopolo. Tras más de 48 horas de protesta y con la orden de desalojo firmada por la Justicia, el ministro de Gobierno, Eugenio Tobares, convocó a los mapuches y acordó el reconocimiento legal de cuatro comunidades que viven en zonas cercanas a Vaca Muerta como Sauzal Bonito, El Chañar o Cutral Co junto con el relevamiento territorial de otras.

El mismo día, Bullrich se había referido al conflicto durante el almuerzo del Club del Petróleo y había dicho que ante la falta de resolución enviaría a las fuerzas nacionales: “Estamos hablando con el gobernador y nos dice ‘denme media hora más, quince minutos más’ y así hace dos días. Así que dije basta, le mando a Gendarmería y se terminó”.

Durante el evento, la ministra de Seguridad contó los planes que tiene acerca del reciente creado Comando Unificado de Seguridad Productiva, un grupo de fuerzas especiales que apunta a evitar cualquier tipo de protesta en Vaca Muerta, en zonas portuarias o mineras.

El plan de Bullrich

Bullrich pidió a los empresarios un lugar para alojar a los gendarmes en Vaca Muerta.

“Conozco muy buen las consecuencias de actuar en Vaca Muerta”, afirmó frente a los empresarios y luego detalló que el plan incluye el armado de un destacamento de Gendarmería en Fernández Oro, Río Negro, con 300 gendarmes y un sub destacamento en Añelo “para evitar lo que está sucediendo”.

En este sentido, Bullrich pidió al empresariado ayuda para recibir a 300 gendarmes y les dijo que “necesito un lugar donde puedan estar y una buena manera de colaborar sería encontrar donde puedan instalarse. Sé que hay departamentos de lujo, no les estoy pidiendo eso, pero sí un lugar para instalar esa cantidad de gendarmes de manera definitiva”.

En el mismo discurso, la titular de la cartera de Seguridad continuó dando detalles del accionar previsto para el Comando, que fue anunciado en el Boletín Oficial a través de la Resolución 893/24 y que apuntaría a evitar también conflictos sindicales en los puertos. “Hemos tomado el toro por las astas en los problemas más serios que tiene la Argentina”, concluyó.

Reacción provincial

Tras los dichos de la ministra Bullrich, Figueroa afirmó esta mañana que se mantuvo en conversación por el conflicto mapuche. Recalcó que cualquier acción debe respetar las autonomías provinciales y, por último, afirmó sobre el envío de gendarmes que “no fue lo que dijo”.  

Desde el ministerio de Seguridad de Neuquén habían expresado ayer que cualquier intento de imponer el accionar del Comando antibloqueos de Bullrich sería atentar contra la autonomía provincial. “No corresponde y no es de su competencia”, expresaron a este medio.

, Laura Hevia

La transición hacia un sistema energético más limpio y eficiente en la Argentina requerirá US$ 2400 millones anuales en inversiones en el segmento de distribución eléctrica hasta el 2040. El dato surge de un flamante estudio regional encargado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) y presentado en un evento realizado en Buenos Aires junto a la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) y la Usina para el Desarrollo Energético Argentino (UDEA).

El evento contó con la presencia del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, quien valoró estos espacios de discusión sobre el futuro de la distribución energética. “Argentina está en un momento de transición, con reformas clave en el sector energético para lograr la autosustentabilidad del sistema. Trabajamos junto al sector privado para garantizar que las nuevas normas sean efectivas”, afirmó el funcionario. «En Argentina no se estaba pasando el costo real de generación a los usuarios finales. Se están dando pasos importantes para recuperar eso», agregó.

A su turno, Horacio Nadra, vicepresidente de ADELAT y ADEERA, destacó la importancia de preparar a la
industria eléctrica argentina para enfrentar la transición energética. “Tenemos un puente que
cruzar desde nuestra situación actual, desde lo regulatorio, la infraestructura y nuestras
instituciones sectoriales”, señaló.

El estudio utiliza un modelo de inversiones encargado por ADELAT a la consultora Grupo Mercados Energéticos y tiene como objetivo principal ofrecer una visión detallada de las necesidades de inversión en el segmento de distribución eléctrica de Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú.

El evento contó con la presencia del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo (ubicado en el centro).

Escenarios e inversiones

El estudio se construyó a partir de dos escenarios prospectivos para el año 2040: un escenario teórico de “transición efectiva”, que busca alcanzar niveles de electrificación similares a los propuestos por un estudio realizado para la Unión Europea para 2030, y un escenario de “transición parcial”, ajustada a las particularidades y limitaciones de la región. Cada escenario contempla diferentes niveles de progreso en once vectores, entre los que se encuentran la electrificación de nuevos usos y la electromovilidad.

Para el caso argentino, el estudio encuentra que en distribución se requieren inversiones anuales adicionales por US$ 1.600 millones para lograr una transición efectiva y por US$ 800 millones anuales para una transición parcial, de forma sostenida hasta el año 2040. Estas inversiones son adicionales al crecimiento tendencial de las inversiones por parte de las distribuidoras, estimadas en US$ 800 millones anuales en el escenario de transición efectiva y en US$ 600 millones anuales en el de transición parcial. Por lo tanto, en el escenario más ambicioso, las inversiones anuales (US$ 2400 millones) acumuladas al 2040 ascenderían a US$ 40.800 millones.

Si se toman en cuenta los siete países analizados, los resultados revelan que en el escenario de transición efectiva se requiere una inversión de US$ 289.000 millones adicionales a las que ocurrirían de mantenerse la tendencia reciente (US$ 143.000 millones), haciendo un total de US$ 431.000 millones para las distribuidoras de estos países, en una ventana de 17 años. Para el segundo caso, de transición parcial, las inversiones adicionales son de US$ 174.000 millones que, sumadas a los US$ 133.000 millones de carácter tendencial, hacen un total de US$ 307.000 millones.

Los escenarios fueron alimentados por datos suministrados por las empresas distribuidoras asociadas a ADELAT, una caracterización detallada de la situación actual en cada país, y proyecciones de demanda energética.

, Nicolás Deza

Compañía General de Combustibles (CGC), brazo energético de Corporación América, se consolidó en los últimos años como uno de los principales productores de hidrocarburos del país. Tras quedarse con los activos de Petrobras en Santa Cruz a mediados de la década pasada, primero incrementó su producción de gas en la cuenca Austral. Y luego, tras la adquisición de los yacimientos de la china Sinopec, en junio de 2021, la empresa se posicionó como uno de los mayores productores de Cañadón Seco, un crudo pesado cada vez más solicitado por las refinerías para blendear el petróleo liviano que se extrae en Vaca Muerta. CGC también posee una participación accionaria en varias compañías que operan activos de midstream y transporte de gas natural. En esa lista figuran, por ejemplo, GasAndes, una empresa clave para apuntalar el crecimiento de las exportaciones de gas hacia Chile; Transportadora de Gas del Norte (TGN) y TGM, que opera un gasoducto hasta Uruguaiana, en la frontera con Brasil.

La distribución de esos activos de infraestructura se expande, sin embargo, en territorios diferentes a donde se encuentran emplazados los campos de producción de hidrocarburos de CGC. Si, desde la óptica de una petrolera, la participación en compañías de midstream es estratégica para sumarle valor al upstream, es decir, a la extracción de petróleo y gas, ese desacople natural juega en contra de la visión de largo plazo de la compañía que preside Hugo Eurnekian.

TGN apunta a aprovechar la expansión del mercado de gas a partir de la reversión del Gasoducto Norte.

Es por eso que, para corregir esa situación, CGC estaría evaluando la posibilidad de desprenderse de su participación accionaria en Transportadora Gas del Norte (TGN), una de las dos transportistas de gas que operan en la Argentina, según indicaron a EconoJournal fuentes del mercado.

La empresa, que está en la instancia de contratación de un banco que estará a cargo del proceso, posee un 50% de Gasinvest, la sociedad controlante de TGN, que explica un 56% del capital accionario de la transportista. La otra mitad de Gasinvest está en manos de Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, que a su vez tiene la potestad de designar al director general de TGN por un acuerdo de accionistas. Daniel Ridelener, uno de los directivos de mayor trayectoria en la industria del gas, ocupa desde hace años esa posición.

A su vez, un 24% de las acciones de TGN le pertenecen a la firma Southern Cone Energy Holding y el 20% restante flota en la Bolsa porteña.

Racional

La decisión de CGC de testear el interés del mercado en adquirir su participación en el mercado hace sentido con el plan estratégico de la empresa, que ubica entre sus pilares al deriskeo del potencial no convencional de Palermo Aike, una formación de roca madre de hidrocarburos de la cuenca Austral, donde la empresa perforó y está completando un pozo de petróleo junto con YPF; así como también al aprovechamiento de otras oportunidades en el upstream, en especial en Vaca Muerta; y a la inversión en proyectos de integración gasífera con Chile (la compañía tiene en carpeta un ambicioso proyecto para exportar Gas Natural Licuado argentino a través de una de las terminales existentes en ese país).

Aún es temprano para saber quiénes podrías ser los interesados en quedarse con la participación de CGC en TGN. Tecpetrol está prácticamente descartado, porque el artículo 34 de la Ley del Gas prohíbe que un productor tomé el control exclusivo de una empresa regulada de gas natural (la excepción es Metrogas, que es controlada por YPF desde que se materializó la salida forzada de British Gas). Habrá que ver cuál es el interés de Southern Cone Energy Holding, una firma prácticamente sin visibilidad institucional ni referente empresarial que desembarcó en TGN en 2014 tras la salida del fondo Blue Ridge Investments.

, Nicolas Gandini

Golar, uno de los principales tecnólogos en materia de licuefacción de Gas Natural Licuado a nivel global, confirmó este martes que invertirá hasta US$ 2.200 millones para construir una planta flotante de licuefacción de gas natural (FLNG, por sus siglas en inglés) que podría operar en la Argentina a partir del último cuatrimestre de 2027, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal. En rigor, Golar anunció ayer que contrató a la firma CIMC Raffles para realizar los trabajos de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC, por sus siglas en inglés) de un buque con capacidad para licuar 3,5 millones de toneladas (MTPA) de GNL por año. La unidad estará operativa a fines de 2027, según precisó la empresa a través de un comunicado publicado ayer bajo la órbita del GasTech, la principal feria de tecnología de gas que se realiza esta semana en Houston.

El proyecto estará equipado con un diseño de tecnología de tipo MK II,  superador del MK I que poseen las unidades Gimi y Hilli, las dos plantas flotantes de GNL que posee Golar. La nueva unidad de licuefacción estará montada sobre el buque carguero de GNL llamado Fuji.

La planta Hilli FLNG, contratada por PAE, que empezará a operar en la Argentina en 2027.

“El presupuesto total para la conversión FLNG del MK II es de US$ 2.200 millones, que incluye el buque de conversión, la supervisión, repuestos, tripulación, capacitación, contingencias, el suministro inicial de combustible y los costos relacionados con la entrega de la FLNG a su sitio operativo, excluidos los costos de financiamiento”, explicó la empresa a través de un comunicado.

Un pie en la Argentina

En julio, Golar oficializó un acuerdo con Pan American Energy (PAE), uno de los grandes jugadores del mercado local del gas natural, para licuar GNL a partir 2027 en la planta flotante Hilli, que hoy está operativa frente a las costas de Camerún, en África. La iniciativa —a la que podrían sumarse otras petroleras como Harbour Energy (ex Wintershall Dea), socio de PAE en el consorcio CMA-1 en el offshore de la cuenca Austral, e YPF— prevé la licuefacción de 2,45 MTPA de GNL por año.

Este medio publicó que el proyecto —que prevé el consumo de unos 11 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural— prácticamente no precisa de obras de infraestructura adicionales para entrar en operación. Sólo contempla el tendido de un gasoducto de conexión de alrededor de 50 Km de extensión con el gasoducto San Martín que se extiende hasta Tierra del Fuego. Las partes no comunicaron aún dónde estará amarrada la Hilli FLNG. En un primer momento, se especuló que podría estar en el puerto de Bahía Blanca, pero aún no hubo confirmación oficial al respecto.

Un modelo de negocios diferente

Si la construcción de una terminal en tierra (onshore) de licuefacción de GNL requiere del hundimiento de inversiones enormes en materia de infraestructura, la contratación de plantas flotantes —floating LNG— trabaja con un modelo de negocios diferente que en lugar de estar basado en el capex (inversiones que se desembolsan por una única vez) se apoya más en los gastos operativos (opex) de esa unidad.

La terminal Hilli FLNG está operativa frente a las costas de Camerún.

Esta última opción es menos riesgosa y más accesible para una economía como la argentina que todavía maneja altísimos costos de acceso al capital internacional. “En el caso del floating LNG, la inversión importante en materia de licuefacción la realiza el tecnólogo (en este caso Golar) y no las empresas productoras de gas, que sólo deben costear inversiones secundarias en el transporte. Para una empresa argentina es mucho más viable pensar en un esquema de este tipo que en cortar un cheque de 5000 o 7000 millones de dólares para construir una terminal onshore de licuefacción”, analizó un alto directivo del sector.

Segunda etapa

Según pudo saber EconoJournal, Golar está en conversaciones aún incipientes con productores de gas de Vaca Muerta que están interesados en que la nueva planta flotante que construirá la compañía opere en la Argentina. Si eso sucede, sumadas a las 2,45 MTPA que la empresa acordó con PAE, dentro de tres o cuatro años Golar podría producir unos 6 MTPA de GNL en el país. «Sería una especie de segunda etapa del proyecto acordado con PAE y en total, las FLNG de Golar podrían procesar entre 20 y 25 MMm3/día de gas natural», explicó una fuente que está al tanto de las tratativas. El proyecto demandaría la construcción de un gasoducto dedicado de 30 pulgadas entre Neuquén y algún puerto de la costa atlántica. Una obra de esa magnitud requeriría una inversión cercana a los US$ 1500 millones.

No será sencillo. Ingresar al mercado de productores de GNL es un proceso por demás ambicioso que demandará de una articulación intra-privados y con el sector público que todavía no se avizora con nitidez. Aún así, los fundamentos juegan a favor de las productoras locales de gas natural, que tienen en claro que deberán encontrar nuevos mercados si aspiran a aprovechar el potencial real de producción de gas de Vaca Muerta. El mercado doméstico y el regional no serán suficientes para monetizar las reservas del hidrocarburo atrapadas en la formación no convencional de Neuquén. En esa clave, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló la semana pasada en un evento organizado por el IAPG en Houston que “el GNL es el único proyecto que permitirá monetizar el gas de Vaca Muerta, porque Brasil nunca firmará un contrato de compra de gas a 20 años”.

, Redaccion EconoJournal

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lanzó esta semana una licitación para contratar durante 2025 el servicio de alije —transporte fluvial y marítimo— de combustibles líquidos para las centrales termoeléctricas. EconoJournal accedió al pliego de la licitación, que prevé la contratación de cinco buques para el año pasado, dos bajo la modalidad anual y otros tres de refuerzo para asegurar el suministro de gasoil para el parque de generación térmica durante el pico de invierno.

Lo buques alijadores juegan un rol clave en el abastecimiento de combustibles líquidos porque son los que trasvasan gasoil y fuel oil desde buques tanques o desde terminales portuarias hasta el sitio final de consumo (cada central térmica). Cammesa recibirá las ofertas de la licitación hasta el 1° de octubre. El resultado se conocerá el 17 de octubre.

En los hechos, la licitación deja en evidencia que Cammesa seguirá estando a cargo durante el año que viene de la gestión de combustibles para las centrales térmicas, tal como sucede desde hace dos décadas cuando el gobierno de Néstor Kirchner intervino el funcionamiento del mercado eléctrico. El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, quería que la compra de combustibles vuelva a depender directamente de las empresas privadas, como sucedió durante la década del ’90, pero la opinión generalizada de las compañías generalizadas es que el funcionamiento actual del mercado —todavía altamente dependiente de los subsidios que eroga el Tesoro nacional y por tanto administrado por el Estado nacional— no ofrece las condiciones económicas para dar ese paso. La compulsa que lanzó Cammesa cristaliza esa realidad.

Aún así, fuentes oficiales destacaron a este medio que esta sería la última licitación que realiza Cammesa para asegurar la logística de combustibles. Incluso indicaron que si el gobierno decide acelerar el traspaso de la gestión de combustibles a los privados, Cammesa transferiría los contratos que surjan de este concurso a los generadores bajo el paraguas una transición hacia la desregulación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). .

Licitación

El tender offer que lanzó Cammesa es para asegurar la logística naviera de combustibles para el parque de generación a partir del 1° de diciembre y durante todo 2025. En la línea técnica de la compañía mixta que se encarga del despacho de energía existe preocupación porque interpretan que varias compañías armadoras —que son las que gestionan, de manera integral, la operatoria de los buques alijadores— están evaluando sacar del país algunas de las embarcaciones contratadas por Cammesa y también petroleras privadas (como YPF, Raízen y Axion Energy). De hecho, la firma Antares, por ejemplo, tendría decidido llevarse un buque alijador a Brasil porque las tarifas de transporte son más convenientes.

EconoJournal consultó con distintas fuentes privadas y oficiales que coincidieron en que la licitación la impulsó Claudio Randone, que es el gerente de Combustibles en Cammesa, sin que toda la línea política de la empresa esté al tanto del proceso. Concretamente, la decisión contó con el aval de Jorge Garavaglia, gerente general de Cammesa, que estaba al tanto del proceso, pero no así Mario Cairella, vicepresidente de la empresa, que responde al ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo.

Las empresas navieras que hoy están contratadas por Cammesa son la chilena Antares; Horamar, controlada por el grupo griego Navíos; National Shiping y Maruba, que estuvo ligada al sindicato SOMU (uno de los gremios de operarios marítimos) y en la actualidad está controlada por los empresarios Gustavo Rodríguez Vázquez y Juan Manuel Ondarcuhu, titular del grupo Servicios Portuarios, que administra varios puertos a nivel nacional. Las dos primeras poseen contratos vigentes que expiran el 30 de noviembre. Los contratos de las dos últimas, en cambio, vencen el 30 de septiembre. Por eso, tanto Maruba como National Shipping solicitaron formalmente que se extienda la duración de sus contratos hasta que se conozcan los ganadores de la nueva licitación, porque en caso contrario tendrían menos incentivos en participar de la compulsa.

Visiones encontradas

Rodríguez Chirillo repite desde el inicio de su gestión que quiere desregular el MEM. Por eso, el secretario apunta a que Cammesa vuelva a tener el mismo rol que tuvo en los años ’90, es decir, que sólo funcione como administrador del mercado eléctrico mayorista y no como importador de combustibles para la generación térmica.

Incluso, el 10 de julio la cartera energética dictó la resolución 150 que, en la práctica, prohíbe a Cammesa comprar combustibles líquidos para las centrales térmicas, un cambio radical para el funcionamiento del sector eléctrico. Sin embargo, la licitación que lanzó esta semana la compañía mixta parece hacer oídos sordos a esa normativa.

, Roberto Bellato

YPF, la petrolera bajo control estatal, firmó un acuerdo por la cesión de las áreas que conforman el Clúster Neuquén Sur con la empresa Bentia Energy, la nueva operadora petrolera creada por el ex ministro de Energía Javier Iguacel junto a TB Cargo y a Lucas Logaldo, ex jefe de gabinete del ministerio de Energía durante el gobierno de Mauricio Macri. La empresa tendrá a su cargo los bloques Al Norte de la Dorsal, Octógono Fiscal – el área en la que se encuentra el pozo 1, primer lugar en el que se descubrió petróleo- y Dadin.

La transacción se concretó bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa de desinversión en campos maduros que lleva adelante la empresa que preside Horacio Marín.

Javier Iguacel, CEO de Bentia Energy, aseguró:  «Esta adjudicación es un gran paso para Bentia Energy, fruto del trabajo de nuestro equipo. Estamos emocionados de asumir este nuevo desafío y comprometidos a generar valor a largo plazo para nuestros empleados, comunidad neuquina y para los inversionistas”.

A su vez, el ejecutivo sostuvo que “el Clúster Neuquén Sur representa una oportunidad única para contribuir al desarrollo energético del país y demostrar nuestra capacidad de ejecución”.

Adquisición de campos maduros

Bentia Energy, también en el marco del Proyecto Andes, ya había adquirido el Clúster Neuquén Norte de YPF, que nuclea las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruíz y Las Manadas.

Fue la primera compañía, junto con la pyme Velitec, en firmar con YPF la compra de campos maduros de los que se está desprendiendo la compañía.

Avances

YPF ya firmó un total de nueve acuerdos en el marco del Proyecto Andes que comprenden 25 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Rio Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut.

Según informaron, al igual que hizo con los acuerdos anteriores, este se elevará a los gobiernos provinciales quienes deberán validar el proceso de cesión definitivo de las áreas.

, Loana Tejero

El Grupo Albanesi, una de las mayores generadoras del país, anunció la habilitación por parte de CAMMESA de la 1° turbina de gas de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, que se construye en el sur de la provincia de Santa Fe. “Esta importante novedad se produce tras haber superado los ensayos y ajustes de puesta en marcha, un riguroso proceso que llegó a su fin con la aprobación del acta de conexión por parte de la Empresa Provincial de Energía de Santa Fe y con el aval de CAMMESA”, destacaron desde la compañía a través de un comunicado.

La construcción de esta central representó una inversión de 165 millones de dólares.  Contará con una potencia instalada de 130 MW que se inyectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Además, generará 180 toneladas por hora de vapor para la industria. El vapor resultante de la operación será destinado al complejo industrial de Louis Dreyfus Company, optimizando así su proceso productivo.

La planta

“El desarrollo de la planta es una obra estratégica para el Grupo Albanesi, ya que permitirá dar un salto cualitativo en la infraestructura eléctrica de la región. Se estima que la segunda turbina de gas quede habilitada en el mes de octubre y de esa manera, la primera etapa de la central esté operativa, mientras que la segunda fase se completará en el primer trimestre de 2025. La obra completa generó más de 550 puestos de trabajo locales, incluyendo puestos directos y contratistas”, precisaron.

La Central de Cogeneración Arroyo Seco es uno de los tres proyectos más importantes del Grupo Albanesi y se destaca por ser una de las más eficientes y sustentables del mercado, indicaron desde la empresa. Cuenta con dos turbinas de gas natural de última tecnología para la generación de energía eléctrica y dos calderas de recuperación, diseñadas para aprovechar el calor de los gases de la turbina.

El vapor resultante será utilizado en una tercera turbina de vapor para generar más energía eléctrica y acondicionarlo para ser entregado al complejo industrial de Louis Dreyfus Company, mejorando su eficiencia energética y contribuyendo al cuidado del medio ambiente.

Desde la firma remarcaron que “este hito, junto con otros proyectos que el Grupo ha concluido, como el cierre de ciclo de la Central Térmica de Ezeiza y el avance en el cierre de ciclo de la Central Térmica Maranzana en Río Cuarto, Córdoba, el Grupo Albanesi concreta inversiones por alrededor de 600 millones de dólares, y reafirma su compromiso con el desarrollo productivo centrado en la eficiencia energética y la sostenibilidad”.

A su vez, concluyeron que “el Grupo continúa posicionándose entre las principales generadoras de energía del país, con una capacidad instalada de 1.600 MW, que completando el año se acercará a los 2000 MW, y hoy suministra energía a más de tres millones de hogares”.

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante julio de 2024 la producción del sector subió un 9% respecto a junio, con valores positivos en finales agroquímicos y básicos orgánicos. Las empresas manifiestan aumento de producción durante este período. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observó que se mantuvo al mismo nivel; mientras que el acumulado del año reflejó valores negativos, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.

El reporte elaborado por la Cámara destacó que las ventas locales crecieron un 12 % intermensual, argumentadas por mayores volúmenes de ventas.Por su parte, la variación interanual cayó dado que todos los subsectores fueron afectados a excepción de los productos básicos orgánicos.En cuanto al acumulado del año, también se observan valores negativos, salvo para la misma familia de productos mencionados anteriormente.

Exportaciones

La reseña de la CIQyP® destacó que las exportaciones durante julio crecieron un 9% respecto a junio 2024, favorecidas considerablemente por los productos básicos orgánicos.En cuanto a la variación interanual también se observó un aumento importante del 77%, favorecido por todas las familias de productos.El acumulado del año creció a un 30% ayudado por todos los subsectores a diferencia de los terminales agroquímicos y básicos inorgánicos.

El informe registró que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró incrementar la producción 1% y las ventas locales un 12% con respecto a junio 2024; mientras que las exportaciones descendieron 1%. Con respecto a la variación interanual, tanto la producción como las ventas locales cayeron; pero las exportaciones subieron el 1%. Por su parte, el acumulado del año presentó caídas en las tres variables analizadas.

Capacidad instalada

En este sentido, el reporte mensual de la CIQyP® manifestó que la capacidad instalada del sector durante julio tuvo un uso promedio del 64% para los productos básicos e intermedios y del 90% para los productos petroquímicos.

Durante julio de 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 29% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 15% en las importaciones y positivas del 22% en las exportaciones.

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 julio del 2024, alcanzaron los 364 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.103 millones en los primeros siete meses del año.

“El sector mostró en Julio 2024 un leve repunte en producción y ventas locales con respecto al mes anterior. Por su parte, las exportaciones han sido un motor clave para nuestro sector, con un aumento relevante en las tres variables, lo cual resalta la competitividad de nuestros productos en el mercado global. Estos resultados demuestran la capacidad del sector para adaptarse y crecer en un entorno desafiante”,señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

Comunidades mapuches cumplen más de 24 horas de protesta frente al ingreso de las plantas de tratamiento de residuos petroleros.

La Confederación Mapuche de Neuquén realiza desde este lunes un bloqueo que impide el acceso a cinco plantas de tratamiento de residuos peligrosos que se ubican en Añelo y que se encargan de recibir material —fundamentalmente lodos de cutting— que proviene de la perforación y completación de pozos en Vaca Muerta. Desde la gobernación provincial, que encabeza Rolando Figueroa, no están convencidos de la implementación del Comando Antibloqueos que creó hace 10 días la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich. Mientras tanto, la Justicia neuquina confirmó a EconoJournal que es inminente el desalojo de la protesta.

El bloqueo impide el ingreso a las plantas Comarsa, Treater, Indarsa, Ecopolo y San, ubicadas en Añelo, el centro neurálgico de Vaca Muerta. Estas instalaciones reciben los desechos derivados de la perforación y fractura hidráulica de pozos petroleros que incluyen los recortes de perforación –cutting– y el agua de producción denominada flowback.

La protesta se da días después de que el Ministerio de Seguridad de Nación diera a conocer -a través de la Resolución 893/24- la creación del Comando Unificado de Seguridad Productiva, un grupo de fuerzas especiales que apunta a evitar cualquier tipo de protesta en Vaca Muerta, en zonas portuarias o mineras y que ya generó mucho ruido en la provincia. Si bien desde el gobierno de Neuquén aún no formalizaron ninguna declaración, fuentes del Ministerio de Seguridad de la provincia afirmaron a este medio que la presencia del comando «atentaría contra la autonomía provincial».

Protesta mapuche

Mientras tanto, esta mañana el fiscal de Delitos Económicos, Juan Manuel Narváez, confirmó a EconoJournal que es inminente el desalojo de la protesta mapuche por parte de la Policía provincial y aseguró que la orden se cumplirá en el transcurso del día mientras aguardan la llegada de efectivos policiales, ambulancias y Bomberos para comenzar con el operativo.

“Ayer se hizo una intimación para que se retiraran y hoy se pedirá el desalojo. Se está coordinando con la Policía porque hay mucha gente en la protesta”, sostuvo en diálogo con este medio.

El bloqueo comenzó en reclamo de una serie de pedidos que incluyen personerías jurídicas, relevamientos de tierras y registro de comunidades. En este sentido, apuntan al gobernador Rolando Figueroa por “incumplir las promesas de campaña”.

La Confederación pide que se reconozca la legalidad de algunas comunidades que habitan zonas cercanas a Vaca Muerta como Newen Kura, en Sauzal Bonito, Futa Xayen, de San Patricio del Chañar o Xem Kimvn, de Cutral Co.

Además, exigen la clausura de las plantas de tratamiento de residuos petroleros, ya que aseguran que “funcionan al margen de las normas ambientales, con el silencio pasivo de la Secretaría de Ambiente”, organismo al que acusan de acumular expedientes con denuncias.

Indarsa es una de las plantas encargadas del tratamiento de recortes de perforación «cutting» o agua utilizada en hidrofracturas «flowback».

Repudio al comando antibloqueos

El pasado 5 de septiembre el Boletín Oficial publicó la Resolución 893/24 que cuenta con la firma de la ministra de Seguridad Patricia Bullrich y que crea el Comando Unificado de Seguridad Productiva.

El documento argumenta que “se han originado graves hechos de violencia, bloqueos e impedimento por medios ilícitos para que se pueda trabajar, comercializar y distribuir libremente la producción, en zonas portuarias de Bahía Blanca, zonas de producción de hidrocarburos como Vaca Muerta, zonas mineras o Parques Industriales”.  En este sentido, afirman que estas protestas significaron “un peligro colectivo a la vida, la libertad y el patrimonio de los habitantes y de las empresas o libre circulación de los trabajadores, como también de su actividad productiva”.

La resolución ordena a la Policía Federal, Gendarmería Nacional, Prefectura Naval y a la Policía de Seguridad Aeroportuaria a conformar este comando y, al mismo tiempo, insta a las provincias a designar miembros de sus fuerzas para formar parte.

Al conocerse la publicación, el primero en expedirse en Neuquén fue el titular del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, quien en una asamblea que se realizó en Rincón de los Sauces manifestó un enérgico repudio y llamó a las operadoras a expresarse en su contra: “Se les ha ocurrido formar un comando antibloqueos y llenar los yacimientos de policía y Gendarmería. Si piensan que con eso nos van a asustar, están equivocados. Les vamos a presentar batalla, que traigan todo lo que quieran”, lanzó

Luego pidió al gobierno de la provincia y a las empresas “rechazar esa idea de llenarnos de milicos para asustarnos. No hace falta que nos quieran domesticar como a un perro. No somos animales para que nos vengan a apalear”.

En diálogo con EconoJournal, fuentes del Ministerio de Seguridad de Neuquén manifestaron que la presencia del comando atentaría contra la autonomía provincial y aseguraron que “una cosa son los territorios nacionales donde Nación tiene injerencia –como las rutas nacionales o el puente carretero- y otra son los provinciales. No corresponde y no es de su competencia”. Consultados sobre la posibilidad de designar miembros para el comando -algo que establece la Resolución- respondieron que no hubo ningún pedido formal desde la cartera que conduce Bullrich.

Por otra parte, los diputados provinciales del Movimiento Popular Neuquino, Comunidad y Unión Por la Patria elevaron un proyecto de repudio donde aseguran que el comando constituye una “velada amenaza a los derechos de los trabajadores y de cientos de empresas que trabajan armónica y pacíficamente en esta región” y rechazan “cualquier intento por parte del gobierno nacional de  apropiarse directa o indirectamente de la seguridad del territorio neuquino”.

, Laura Hevia

Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, encabezó este martes la inauguración del Parque Eólico Pampa Energía VI en Bahía Blanca y  luego conversó con un grupo de periodistas. Allí confirmó que Atucha I va a parar en las próximas semanas para concretar la obra de extensión de su vida útil, lo que descarta el aporte de esa central nuclear para el próximo verano. Además, reconoció que existe un problema de generación de energía, pero descartó que se vayan a implementar cortes programados como ocurrió a fines de la década del 80. «Quédense tranquilos. Eso no va a ocurrir», remarcó.

 –¿Se va a parar Atucha I para avanzar con la extensión de vida o se va a tratar de que llegue al verano? -le preguntó EconoJournal .

–Atucha I entra en parada en las próximas semanas para avanzar con su extensión de vida.que son 30 meses de proyecto.

 –¿Complica más la situación del verano?

–No, eso siempre estuvo previsto.

 –¿Nunca evaluaron no pararla?

–No, lo que alguna vez se pensó es si era posible pararla antes, que vuelva a parar en el verano y volver a pararla, pero no se va a hacer eso.

 –¿Hay un problema de generación?

–Hay un déficit de generación que se va a solucionar con inversión en dos o tres años.

 –¿Y cómo van a resolver ese problema de generación energética en el verano sin Atucha I?

–Nosotros estamos trabajando en gestionarlo, en mitigar cualquier exposición. Dependemos de un montón de factores. Se depende mucho del clima, Del clima de acá depende de a donde lleguen los picos de consumo y del clima de otros lugares, por ejemplo, en Brasil, va a determinar cuánta agua puede haber disponible para generación hidráulica y por lo tanto la posibilidad de importar energía. Nadie te puede decir si va a haber cortes o no va a haber cortes. El que dice eso miente.

 –El déficit de generación lleva a pensar en la posibilidad de aplicar cortes programados.

–No, nadie está pensando en cortes programados. Quédense tranquilos, eso no va a ocurrir.

, Fernando Krakowiak

Pampa Energía inauguró este martes un parque eólico en Bahía Blanca con una potencia instalada de 140 MW, equivalentes al consumo de 200 mil hogares. Es el quinto parque que la empresa construye en el sudeste de la provincia de Buenos Aires, lo que le permitió alcanzar los 427MW de generación eólica y consolidarse como una de las empresas líderes del sector.

Pampa invirtió US$ 260 millones en PEPE VI.

«Desde 2018 llevamos invertidos cerca de 830 millones de dólares en energía renovable, siendo este el sexto parque que desarrollamos. (NdR: uno se lo vendieron a Total). Es un gran orgullo ver qué en sólo seis años nos hemos posicionado como una de las empresas líderes en este segmento realizando un gran aporte a la transición energética», aseguró el titular de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, quien estuvo acompañado por el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, el intendente de Bahía Blanca, Federico Susbielles; y el CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani.

El acto de inauguración, del que participó EconoJournal, inicialmente estaba previsto al aire libre, pero el fuerte viento, con ráfagas de 65 kilómetros por hora, obligó a trasladar el evento a una carpa que había sido montada como plan B, donde los 150 invitados pudieron ver en una pantalla gigante el video de cuándo llegaron los aerogeneradores por barco y de cuando se fue montando cada una de las torres.
El Parque Eólico Pampa Energía VI (PEPE VI), instalado en un predio de 4000 hectáreas a unos 25 kilómetros del centro de Bahía Blanca, demandó una inversión de US$ 260 millones. Está compuesto por 31 aerogeneradores de la danesa Vestas importados de China y es el primero en el país en estar conectado a una línea de 500 kV. que lleva la energía a la Estación Bahía Blanca. Para su puesta en marcha fue necesario la construcción de una estación transformadora y línea de extra alta tensión de 8km.

«El crecimiento de energía renovable es un claro ejemplo de que cuando hay políticas de estado que se respetan a lo largo de los años, independientemente de los cambios de gobierno, el sector privado responde con inversiones de miles de millones de dólares», sostuvo Mindlin.
«Todos saben que la infraestructura está un poco corta para aguantar todo el crecimiento que creemos desde el gobierno que tenemos por delante y necesitamos muchos parques eólicos y muchos Pampa Energía para poder acoplarnos a la oportunidad de crecimiento que tiene la Argentina», remarcó Daniel González.
“Estos proyectos generan importantes ahorros de divisas para el país. Porque en lugar de importar combustible para generar energía, que son más caros y muy contaminantes, usamos inteligentemente nuestros recursos naturales, en este caso el viento” agregó el presidente de Pampa.
Además, afirmó que: “El gobierno nacional está consolidando, después de muchos años, una política de déficit fiscal cero. Sabemos que los argentinos están haciendo un enorme esfuerzo, especialmente los más vulnerables. Cómo empresarios tenemos el deber de acompañar ese esfuerzo, continuando y acelerando nuestras inversiones en el país, generando más actividad y más empleo”.

El crecimiento de Pampa

Pampa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5472 MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos. Además, según datos de CAMMESA, es la empresa privada que más energía genera desde 2018, con un aporte del 15% sobre el total de la Argentina.
Actualmente opera cuatro parques en el sudeste de la provincia de Buenos Aires: PEPE II y PEPE III, ambos de 53 MW, y PEPE IV y PEPE VI de 81 MW y 140 MW respectivamente. Además, posee el Parque Eólico Arauco II de 100MW en la provincia de La Rioja.

, Fernando Krakowiak

NEUQUÉN.- Nueve meses después de asumir como gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa retomó las negociaciones con empresas petroleras para adjudicar nuevas concesiones de explotación no convencional (CENCH) en Vaca Muerta. La novedad es que, tras la sanción de la Ley Bases, la administración patagónica incluyó en esas negociaciones la ejecución de obras de infraestructura para otorgar nuevas concesiones. Entre las negociaciones más avanzadas se encuentra la de Narambuena, un bloque que comparten YPF y Chevron en partes iguales que será operado por la petrolera bajo control estatal. Se estima que la CENCH del área se aprobaría en las próximas semanas.

La Ley Bases estableció que las operadoras de campos convencionales puedan solicitar hasta el 31 de diciembre de 2028 la reconversión de esas áreas en CENCH y extender por 35 años el plazo de concesión. Según indicaron fuentes gubernamentales a EconoJournal, ante la imposibilidad de negociar un nuevo monto de regalías más conveniente –mecanismo que la Ley Bases contempla en el Artículo 125 para nuevas concesiones- la provincia optó por pedirles a las empresas que financien obras de infraestructura estratégicas como redes de gas natural o tramos de algunas rutas provinciales, algo que Figueroa había blanqueado en la Mesa Vaca Muerta que se realizó en Añelo en mayo pasado.

Figueroa visitó Houston la semana pasada para participar del Vaca Muerta’s Day en la ciudad texana.

“Las empresas no están cómodas con cambiar las condiciones (de renegociación) y esto hace que las negociaciones se demoren un poco más”, admitió en reserva una fuente de la industria en relación a la solicitud para que costeen redes domiciliarias de gas o el pavimento de nuevas rutas.

En la gobernación neuquina interpretan que las condiciones de explotación de Vaca Muerta no son las mismas que en 2014, cuando se aprobó en el Congreso nacional la Ley 27.007, que creó la figura de una concesión no convencional y fijó los parámetros de renegociación de las áreas que vencían en 2027. En ese momento, el costo de explotación y las productividades del play no convencional de la cuenca Neuquina eran mucho más altos. Diez años después, con buena parte de Vaca Muerta ya deriskeada, en la provincia argumentan que la renta del negocio ya transitó la curva de aprendizaje, por lo que las empresas tienen mayor espalda para costear proyectos de infraestructura.

Primer ejemplo

Las provincias nucleadas en la Ofephi intentó bloquear la inclusión en la Ley Bases de la cláusula que autoriza a los privados a solicitar la reconversión de campos convencionales en no convencionales hasta 2028, pero ante la decisión del gobierno nacional de incluir ese apartado, optaron por buscar como salida que se financie infraestructura necesaria para garantizar el desarrollo integral de Neuquén.

A modo de ejemplo, la gobernación de Rolando Figueroa logró que YPF aceptara costear el tendido de un gasoducto de 14 kilómetros para llevar gas natural a los barrios de la meseta de Añelo, la localidad que funciona como puerta de acceso a Vaca Muerta, y ahora busca conseguir una obra similar para Rincón de los Sauces, según indicó una fuente al tanto del proceso. Otra novedad es que la provincia aspira a que las petroleras mejoren los aportes en concepto de Responsabilidad Social Empresaria (RSE), estimándola en función de la producción de hidrocarburos que estima de cada operadora.

Narambuena

YPF retomó en los últimos meses el pedido para reconvertir a explotación no convencional el bloque Narambuena, un área de 200 kilómetros cuadrados que se encuentra dentro de la concesión de Chihuido de la Sierra Negra y que fue otorgada en un 50% para YPF y otro 50% a Chevron.

Narambuena está ubicada dentro del área Chihuido de la Sierra Negra.

Los trámites se iniciaron ante la provincia entre mayo y abril con el fin de que las compañías puedan llevar a desarrollo masivo el campo ubicado en el noreste neuquino. Si bien la gestión de estos permisos había comenzado durante el mandato anterior a cargo de Omar Gutiérrez, finalmente no prosperó y ahora YPF aspira a destrabar las negociaciones bajo las nuevas reglas que impone la gobernación de Figueroa. Lo que sucedió, en realidad, es que la victoria del actual gobernador en los comicios de abril de 2023, que marcó la derrota del Movimiento Popular Neuquino (MPN) por primera vez en 60 años, puso en suspenso las aprobación de nuevas CENCH, entre ellas la de Narambuena. Según explicaron fuentes al tanto del proceso,YPF presentó el plan técnico de desarrollo del área y el proyecto ahora está bajo el análisis de la Secretaría de Ambiente y la Dirección de Recursos Hídricos.

“No debería haber problemas para su aprobación, actualmente se está haciendo una evaluación técnica y estimamos que podría salir en este año. Normalmente una CENCH tardaba dos años, pero ya hay una experiencia que permite acelerar estos trámites”, afirmaron.

En 2022 Chevron e YPF habían anunciado que su intención era invertir 3.000 millones de dólares en el desarrollo no convencional del bloque Narambuena que incluían la perforación de 220 pozos en el área, de los cuales 14 horizontales se harían en el marco de la etapa piloto.

, Laura Hevia (desde Neuquén)

La soda ash, conocida también como carbonato de sodio, es un químico alcalino que se presenta en forma de una sal blanca y soluble en agua. Es un componente crucial en la fabricación de vidrio, baterías de litio, detergentes y diversos productos químicos. La Argentina enfrenta desafíos significativos en este mercado, principalmente debido a su limitada capacidad de producción y a la falta de reservas de trona, el mineral del que se obtiene el carbonato de sodio natural. En este contexto, se destacó el anuncio de Álcalis de la Patagonia (ALPAT) de invertir 250 millones de dólares para expandir su capacidad de producción a 550.000 toneladas anuales para 2027.

Desde 2005, Álcalis de la Patagonia (ALPAT) se ha consolidado como el único productor de soda ash en Sudamérica, con una planta ubicada en Punta Delgado, provincia de Río Negro. En un informe difundido por ALPAT y Grupo Indalo se destacó que la empresa utiliza el proceso Solvay para producir 250.000 toneladas anuales de soda ash, abasteciendo principalmente a la industria del vidrio local y ahora apuesta e incrementar su capacidad productiva.

Soda ash en la Argentina

Desde 2018, la Argentina incrementó tanto el monto como el volumen de importación de soda ash, con empresas como ANSAC y Solvay como principales proveedores. En 2023, el país importó 393.000 toneladas, un valor que ascendió a 190 millones de dólares, destinándose principalmente a los sectores productivos del litio y el vidrio​.

La dependencia de las importaciones plantea varios desafíos para la industria argentina. Por un lado, el precio de la tonelada importada de soda ash ha aumentado considerablemente en los últimos años (de 260 dólares en 2018 a 485 dólares en 2023) generando un encarecimiento de la cadena de suministro. 

Este incremento se debe, en parte, a factores externos como el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, que elevó los costos logísticos y energéticos a nivel internacional. Además, la implementación del régimen de admisión temporal en la Argentina permite que empresas multinacionales importen insumos a precios reducidos, generando una desventaja competitiva para productores locales como ALPAT.

Desafíos

La soda ash es fundamental en la cadena de valor del litio. Durante el proceso convencional de producción de litio, la soda ash se utiliza para extraer calcio de las salmueras ricas en sales de litio y convertir el mineral en carbonato de litio, una forma más soluble y fácilmente procesable. Los reactivos, incluida la soda ash, representan el 41% de los costos de producción del litio.

Dado que la Argentina es uno de los principales productores de litio a nivel mundial, la demanda local de soda ash está en constante aumento. Se estima que solo en Argentina se consumirían un millón de toneladas anuales de soda ash para 2030 si se concretan todos los proyectos de litio en marcha, multiplicando así la necesidad de este insumo en Sudamérica a tres millones de toneladas anuales​. 

A nivel mundial, la producción de soda ash -que se divide entre carbonato de sodio (30%) y sintético (70%)- alcanzó un récord histórico de 58 millones de toneladas en 2022. Estados Unidos es el principal productor de soda ash natural, mientras que China lidera la producción de soda ash sintética.

Sin embargo, la capacidad actual de producción nacional no es suficiente para satisfacer esta creciente demanda, lo que refuerza la necesidad de incrementar la producción local para reducir la dependencia de las importaciones y mejorar la competitividad de la industria.

La demanda global de soda ash se proyecta que crecerá a una tasa del 6% anual hasta 2032, impulsada por su uso en la fabricación de vidrio, baterías de litio y detergentes​.

En este contexto, la expansión de la capacidad productiva de ALPAT y la potencial instalación de nuevas plantas de soda ash en Argentina representan una oportunidad estratégica para reducir la dependencia de las importaciones, fortalecer la cadena de valor local y mejorar la competitividad de las industrias vinculadas al litio y el vidrio.

, Mauricio Luna

SALTA (enviada especial)-. Directivos de YPF Luz, la compañía de generación eléctrica controlada por el Estado; y de Central Puerto, una de las dos mayores empresas generadoras de energía del país; brindaron detalles en el Argentina Mining sobre las soluciones energéticas y las oportunidades que hay para abastecer a proyectos mineros en el noroeste del país.

Martín Juárez, gerente de Desarrollo de Negocios de YPF Luz, aseguró que las soluciones incluyen líneas de transmisión de alta tensión para poder llevar energía renovable al sitio donde vayan a operar las mineras. “Para atender las necesidades de la industria tenemos un portafolio diverso en tecnología y ubicación geográfica para capturar todas las oportunidades que haya. Tenemos prioridad de despacho para todo lo que generemos de energías renovables”, remarcó. El ejecutivo de YPF advirtió que “la mayoría de los proyectos mineros están alejados de la infraestructura de energía existente y queremos solucionar esta situación. Por eso estamos trabajando sobre el Proyecto Puna”.

Soluciones

El Proyecto Puna tiene como objetivo la interconexión eléctrica en alta tensión de proyectos mineros y comunidades del sector cordillerano de Salta y Catamarca. Se trata de una red de 300 kilómetros de extensión que tendrá una capacidad de 300 a 500 megavatios. Su construcción comenzaría a principios de 2025 y estaría operativa en 2027. La iniciativa demandará una inversión de más de US$ 400 millones.

Juárez detalló que “se trata de una línea troncal que está pensada en dos tramos. El primero será de 345 kV y el segundo de 220 kV. Tendrá una tensión de distribución de 132 kV. La pensamos acá para dar solución concreta a la minería de litio. Está ubicada estratégicamente”.

Avances

El gerente de Desarrollo de Negocios de YPF Luz informó que el relevamiento de la traza ya fue completado al igual que la topografía área y la primera etapa de los estudios eléctricos. La ingeniería básica presenta un 70% de avances y los estudios geotécnicos un 60%. La licitación se encuentra en proceso ya que fue lanzada en agosto y las servidumbres también están en la misma etapa. 

Por su parte, Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto, destacó que “la minería en el norte argentino es un sector clave para la economía del país con operaciones que demandan un suministro eléctrico constante y de alta calidad. Está la necesidad de las empresas locales de ser más competitivas y de buscar soluciones de abastecimiento más confiables, que garanticen una mayor eficiencia operativa y reducción de costos energéticos”.

Katz detalló que el proyecto que tiene la firma para abastecer la demanda minera consiste en una línea de alta tensión con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna. 

“Hay una posibilidad de abastecer esa demanda con energía renovable y/o térmica competitiva. Prevemos que habrá una demanda inicial de 150 megawatts (MW), con potencial de crecer a 350 – 400 MW a 10 años vista. Esto pone un desafío ingenieril. Estamos concentrados en trabajar desde la Puna hasta el Salar del Hombre Muerto, para poder acercarnos a las diferentes demandas de la zona”, planteó el director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto.

Desafíos

Katz advirtió que se presentan diversos desafíos para llevar a cabo ese proyecto. Uno de ellos radica en la necesidad de cambiar la normativa actual de “open access”, por al menos el plazo de duración del contrato. 

Otro de las cuestiones que marcó el ejecutivo es que se debe dar el desarrollo de ingeniería que brinde una solución confiable a la demanda, cumplimentando la normativa vigente. También, que será necesario cerrar contratos de venta de energía con la demanda interesada, contemplando plazos y etapas de crecimiento de cada proyecto y lograr aprobaciones nacionales y provinciales en los tiempos requeridos por el proyecto. 

El ejecutivo de Central Puerto remarcó: “Esto nos va a permitir establecer la infraestructura necesaria para darle respuesta a esa demanda. Son proyectos que van a ser parte del RIGI porque necesitan ser financiados para ser competitivos. Hay que modificar aspectos de regulación para proteger a esta infraestructura y a los que deciden invertir. Se debe proteger la manera en la que el proyecto se sostiene económicamente. Son propuestas factibles”. 

Por último, Katz expresó que “es una buena noticia que el RIGI se haya convertido en ley y que en la provincia se ratifique. Es un motivo más por el que Salta se hace atractivo para estos proyectos”.

, Loana Tejero