ecojournal.com.ar

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

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

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

No vinculantes

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

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

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

Misma hoja de ruta

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

Exportaciones

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

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

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

Subsidios y Plan Gas

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

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

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

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

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

Vaca Muerta

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

-¿Tiene alguna meta de producción?

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

Importación de gas

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

—¿El objetivo es aumentar ese plateau de producción?

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

—¿Qué inversión tienen en Brasil?

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

—¿Cuál es el horizonte?

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

—¿En qué otros proyectos se encuentran trabajando?

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

—¿El negocio es de petróleo?

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

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

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

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

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

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

Ventana de petróleo

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

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

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

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

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

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

Voy Campo y Lubrax

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

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

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

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

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

Estación de Servicio de GNC remota

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

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

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

Bull Trailer exhibirá su semirremolque con capacidad de 55.000 litros

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

Gas

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

Competencia desleal

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

Los nuevos permisos, que serán por 35 años, implicarán un desembolso de más de US$ 20 millones en favor de la provincia en concepto de impuestos y bonos de Responsabilidad Social Empresaria (RSE).

Desarrollo

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Restructuracion global e IA

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

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

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

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

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

, Por un enviado especial

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

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

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

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

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

Barril competitivo a US$ 50

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

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

Complacido con la OPEP

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuándo espera tener más claro el escenario macroeconómico?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

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

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

El proyecto

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

Desde las petroleras destacaron en diciembre pasado que “la concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20.000 millones de dólares”.

, Nicolas Gandini

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

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

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

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

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

Guerra de aranceles

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

Nuevas estrategias energéticas

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

Otros resultados

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

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

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

Inversiones

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Impuestos

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

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

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

Proyectos que transforman el futuro energético

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

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

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

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

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

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

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

Innovación para un futuro más sostenible

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

Crecimiento

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

Inversión

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

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

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

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

Acuerdo por Añelo

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

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

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

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

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

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

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

, Laura Hevia

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

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

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

Proyectos

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

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

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

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

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

Transacción

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

Cena con mineras

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

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

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

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

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

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

Cita con fondos de inversión

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

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

Falla

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

, Roberto Bellato

EconoJournal en Toronto

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

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

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

–¿El RIGI ayuda a revertir esta situación?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

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

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

–¿Qué servicios les proveen a las empresas mineras?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

–¿En esos países también en la actividad minera?

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

–¿Para qué vinieron a la PDAC?

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

–¿Es la primera vez que vienen?

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

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

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

EconoJournal desde Toronto

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

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

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

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

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

–Estoy de acuerdo con eso, absolutamente.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

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

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

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

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

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

–¿Tienen en carpeta otros proyectos?

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

–¿Están explorando posibles alianzas?

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

Los activos mineros

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

El otro proyecto donde invirtió la empresa, a través de 3C Lithium, es Tres Cruces, un emprendimiento de litio ubicado en Catamarca, a 30 kilómetros de la frontera chilena y 154km de Fiambala. Los trabajos iniciales comenzaron en diciembre de 2023, con la consolidación de los derechos mineros con su epicentro en el Volcán Tres Cruces y el cono aluvial justo al lado del salar de Tres Quebradas. Los resultados preliminares de geofísica confirmaron una geología compartida con Tres Quebradas por lo que se esperan altas concentraciones de minerales.

Línea de alta tensión

Central Puerto también tiene un proyecto con YPF Luz para abastecer de electricidad a la producción de litio en el Noroeste Argentino. La iniciativa contempla la construcción de una línea de alta tensión (LAT) de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 kilómetros de extensión. El proyecto permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos Grandes y del Salar del Hombre Muerto, ubicados en las provincias de Salta y Catamarca.

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

Revirtieron un acuerdo

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

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

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

Sin Río Negro

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

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

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

, Laura Hevia

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

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

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

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

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

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

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

Otros expositores

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

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

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

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

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

Elogios para la Argentina

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

Dólar

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

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

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

Más producción

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

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

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

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

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

Fondo de Infraestructura

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

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

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

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

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

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

, Laura Hevia

EconoJournal en Toronto

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

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

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

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

La agenda argentina

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

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

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

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

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

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

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

El miércoles, día de cierre del evento, funcionarios del gobierno de Río Negro expondrán por la mañana en el estudio Gowling el proceso que llevó adelante la provincia para abrirle las puertas nuevamente a la minería y más tarde habrá una actividad que reunirá a funcionarios provinciales con sus pares de las provincias canadienses de Ontario, Quebec y Columbia Británica. Además, Ernesto Cussianovich, director de Energía, Recursos Naturales y Medio Ambiente de Poliarquía Consultores, expondrá en un desayuno sobre Argentina bajo el título “New politics, new government…new mining?”. Esas tres últimas actividades son organizadas por la Cámara de Comercio Argentino Canadiense junto a otras entidades.  

¿Qué es la PDAC?

La PDAC tuvo su primera edición en 1932 como un pequeño encuentro de prospectores y exploradores, quienes buscaron crear una red de apoyo que los contuviera en medio de la Gran Depresión. Desde entonces, la convención se realizó casi todos los años, salvo durante el final de la Segunda Guerra Mundial. Otra excepción fue en 2021 cuando se llevó adelante solo de manera virtual debido a la pandemia de la Covid-19.

En las primeras décadas fue un evento centrado en la exploración minera y dirigido principalmente a geólogos, buscadores de minerales y pequeños empresarios, pero a medida que la actividad comenzó a crecer en el país del norte se fue transformando en un lugar de reunión de toda la industria minera, incluyendo grandes compañías, inversores y gobiernos. Se estima que este año asistirán más de 30.000 personas de unos 130 países.

Toronto ha sido siempre el lugar en el que se desarrolló este evento porque es la histórica sede de la asociación de prospectores y desarrolladores que le dio nombre a la convención y porque en esta ciudad operan la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) y la TSX Venture Exchange (TSXV), donde están registradas más de 1100 empresas mineras, aproximadamente el 40% de todas las que cotizan en bolsa alrededor del mundo. La TSX reúne a las firmas más grandes y consolidadas, mientras que la TSXV es un mercado de capital de riesgo para compañías emergentes.

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza conversó con EconoJournal sobre el plan que está llevando adelante la provincia para poner en marcha nuevos proyectos mineros sin violar la ley 7722 que prohíbe la utilización de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio en la actividad. “En términos de ingeniería de producción no es muy complejo”, señala. El distrito minero de Malargüe ya tiene 34 proyectos de exploración con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura. A su vez, en el norte, en el Departamento de Las Heras, la empresa PSJ presentó en enero el informe de impacto ambiental del Proyecto San Jorge y espera la aprobación provincial para comenzar a construir su mina de cobre.

–Mendoza prohibió por ley la minería a cielo abierto con determinadas sustancias en 2007, ¿qué es lo que están haciendo ahora para avanzar con nuevos proyectos de explotación minera sin violar esa norma?

–La ley 7722 de 2007 no prohíbe la minería metalífera a cielo abierto, sino que introduce dos requisitos. Uno es que las declaraciones de impacto ambiental tienen que tener ratificación legislativa. Si bien eso tiene sus complejidades, el lado positivo es que le da seguridad jurídica a las empresas que obtienen su declaración de impacto ambiental respecto a que no va a haber una política cambiante entre una administración provincial y otra. Algo parecido ocurre en otras provincias donde el primer análisis corresponde al Poder Ejecutivo y después las concesiones las otorga un juez de mina. En esos casos interviene el Poder Ejecutivo y el Poder Judicial, mientras que en Mendoza intervienen el Poder Ejecutivo y el Legislativo. El otro requisito restrictivo que tiene la ley es la prohibición de ciertas sustancias. Prohíbe el ácido sulfúrico, el cianuro y el mercurio y hay un fallo de la Corte que dice que la lista de sustancias es taxativa y no puede ampliarse más allá de las que están nombradas.

–¿Se puede hacer minería a cielo abierto sin el uso de cianuro, ácido sulfúrico y mercurio?

–Durante la exploración, ninguna de estas sustancias están comprometidas. Por eso en 2024 se puso en marcha una agresiva política de promoción minera para la exploración en el sur de la provincia, más precisamente en el Departamento de Malargüe. La iniciativa la tomó la empresa provincial de promoción minera Impulsa, haciendo la línea de base ambiental en un polígono de 18.000 kilómetros cuadrados que se llama Malargüe Distrito Minero Occidental. Ese distrito ya tiene 34 proyectos con declaraciones de impacto ambiental ratificadas por la Legislatura, más otros 4 que tenían declaraciones de impacto ambiental previas. A su vez, hay otros 29 proyectos que están tramitando sus permisos de exploración. En total, hay más de 150 proyectos, pero vamos avanzando por etapas. A su vez, en el norte, en el Departamento de Las Heras, la empresa PSJ presentó en enero nuevamente un informe de impacto ambiental para obtener permiso de explotación en el Proyecto San Jorge. Y lo hizo cumpliendo con esas restricciones de la ley vigente ya que propuso un método de producción a partir de flotación que no utiliza ninguna de las sustancias prohibidas.

–¿Es muy complejo realizar minería con ese método?

–En términos de ingeniería de producción no es muy complejo. El mineral que se puede flotar es el que está sulfurado porque el que está oxidado se procesa a través de la lixiviación. No todos los yacimientos tienen una cantidad de sulfuros que hagan económicamente rentable la producción a través de la flotación. En el caso de PSJ, está la posibilidad de extraer el material oxidado y trabajar con los sulfuros. El material oxidado queda en escombreras hasta tanto sea posible lixiviarlo o venderlo para que sea lixiviado en otro lugar donde esté permitido. 

–¿Es rentable el proyecto San Jorge con ese método de producción?

–La prefactibilidad económica ha sido aprobada por los propios titulares del proyecto porque después de 15 años han vuelto a presentar el informe de impacto ambiental para producir en estas condiciones. La morfología del proyecto y las reservas que están certificadas hacen viable que pueda hacerse a través de sulfuros. No obstante, hay que aclarar que no son todos los proyectos iguales. Si hubiera un proyecto en el que el material oxidado representara, por dar un ejemplo, el 70% y los sulfuros estuviesen muy abajo, no sería económicamente viable. En el caso de PSJ, por el lugar en el que se encuentra el mineral sulfurado, es viable producirlo con esta tecnología.  

–¿Y es seguro desde el punto de vista ambiental?

–No debería haber ninguna complicación si se cumple con todos los recaudos a lo largo del proceso.

–¿Todos los proyectos mineros que tiene la provincia son de cobre?

–PSJ es un proyecto de cobre y la exploración que se está realizando en el distrito minero del sur de la provincia también apunta al cobre, pero los minerales nunca están aislados. PSJ va a producir concentrado de cobre con contenido de oro, pero como el oro no se puede producir porque la utilización de mercurio está prohibida, lo que se va a hacer es vender el concentrado de cobre con contenido de oro. Quienes lo compren harán el proceso de separación siguiente. Por ejemplo, First Quantum que tiene el yacimiento Cobre Las Cruces en Sevilla también vende el concentrado con contenido de oro porque en esa ciudad española también está prohibida la utilización de mercurio.

–El Proyecto San Jorge ya presentó el estudio de impacto ambiental, ¿cuáles son los próximos pasos?

–La Fundación de la Universidad Nacional de Cuyo está haciendo el análisis técnico del proyecto y se constituyó la Comisión Evaluadora Interdisciplinaria Ambiental Minera (CEIAM) para que durante 60 días la población interesada puede consultar el contenido del proyecto. Es un proceso de consulta pública. Luego se le da vista a los sectoriales y cuando todos hayan intervenido se llama a audiencia pública. Una vez realizada la audiencia se emite la Declaración de Impacto Ambiental y se eleva a la legislatura provincial para su ratificación.

–¿Si la Legislatura ratifica ya se puede comenzar la construcción de la mina?

–A partir de ese momento la empresa tiene que cumplir con los plazos del código de procedimiento minero para iniciar la construcción de la mina. Hay un plan de trabajo presentado por PSJ comprometiendo inmediato inicio de trabajo cuando la legislatura ratifique la Declaración de Impacto Ambiental. Hay una mesa del cobre institucional y después está la mesa nacional del cobre de los privados donde están los grandes proyectos que están en condiciones de iniciar la construcción. Ahí están Taca Taca, Josemaría, Filo del Sol, el Pachón, MARA, Los Azules, Altar y San Jorge. San Jorge es un proyecto más chico que el resto. En los otros proyectos las inversiones van desde US$ 2100 a US$ 6000 millones. PSJ, en cambio, prevé una inversión de US$ 600 millones y su plazo de construcción es de 12 a 18 meses.

–¿Ustedes han venido conversando con las organizaciones de la sociedad civil para conocer cuál es su posición frente a esta iniciativa?

–El sector antiminero ha quedado reducido a un espacio muy chico. En el sur de la provincia la licencia social es amplia y muy clara. En la audiencia pública que se hizo previa a la declaración de impacto ambiental del distrito minero la mayoría de la población respaldó el proceso. En el norte es donde surgió este germen de antiminería que llegó a cristalizarse en 2007 en esa legislación que paralizó por un tiempo la actividad de la minería metalífera en la provincia, pero la demanda social ha cambiado significativamente. En el contexto del proceso que está transcurriendo actualmente están contemplados talleres en la comunidad. Algunos a cargo de la empresa, brindando información y capacitando recursos humanos, tanto para la contratación directa como entre proveedores. Además, en la Comisión Evaluadora Interdisciplinaria Ambiental Minera (CEIAM) participan, entre otros, la Municipalidad de Las Heras, las dos universidades nacionales que están en la provincia (Universidad Nacional de Cuyo y la Universidad Tecnológica Nacional) y el Consejo Provincial del Ambiente, donde están representadas las asociaciones civiles y las organizaciones no gubernamentales de representación de intereses vinculadas a la preservación del medio ambiente.

–Cuando San Jorge empiece a producir cobre, más allá del impacto a nivel de empleo, ¿cuál es el nivel de regalías que le va a dejar a la provincia?

–La ley bases permite fijar las regalías en un porcentaje que va del 3% y 5% del valor del mineral en boca de mina. La provincia de Mendoza aún no es productora y por lo tanto no tiene ley de regalías, pero ya hemos manifestado el compromiso de fijarlas en el 3%.

–¿Con qué expectativas vienen a esta nueva edición de la PDAC?

–Después de un largo período en el que la provincia no tuvo una política de atracción de inversiones en materia de minería metalífera, el año pasado vinimos a la PDAC a plantear un nuevo rumbo y explicitar los hitos que nos habíamos propuesto cumplir durante 2024. Esos hitos los prometimos en una rueda de inversores en el evento Mendoza Day de la PDAC y hemos cumplido. De hecho, muchos de los inversores con los que nos hemos reunido en 2024 son los que han adquirido propiedades y proyectos en el distrito minero Malargüe. En esta PDAC vamos a hacer un balance de los hitos cumplidos y ese balance va a ser una carta de presentación de cara a la atracción de nuevos inversores, junto con la decisión provincial de mantener una conducta de baja de las alícuotas de los impuestos provinciales.  

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

Los Azules es uno de los proyectos de exploración de cobre más avanzados del país, pero McEwen Copper, su principal accionista, no tiene los US$ 2500 que hacen falta para construir la planta. Michael Meding, vicepresidente y gerente general de la compañía, ha declarado en varias ocasiones que se encuentra a la búsqueda de grandes inversores y la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) será una instancia clave para esas negociaciones. Los especialistas coinciden en que el proyecto genera expectativa entre las multinacionales de la industria minera, aunque hay una disputa silenciosa con McEwen Copper.

Meding tiene claro que a medida que avanzan y van cumpliendo con ciertos hitos el valor del proyecto crece. Del otro lado, los potenciales inversores siguen con atención su evolución y van monitoreando los fondos con los que cuenta McEwen Copper porque saben que si ese flujo se agota ellos pueden negociar su desembarco con mayor fortaleza.  

En ese contexto, McEwen logró tres hitos recientes que elevan el precio de Los Azules al momento de negociar el ingreso de un nuevo accionista

1) Declaración de Impacto Ambiental. La empresa presentó en abril de 2023 el Estudio de Impacto Ambiental elaborado por la consultora internacional Knight Piésold y en diciembre de 2024 el gobierno de San Juan aprobó el informe tras un análisis de la Comisión Interdisciplinaria de Evaluación Ambiental Minera (CIEAM), que integraron 14 organismos, nacionales y provinciales. La Declaración de Impacto Ambiental es un paso clave porque una vez obtenida, la empresa puede avanzar con la construcción de la mina y la puesta en marcha de la producción.

2) Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones de Argentina (RIGI). El Congreso aprobó el RIGI en julio de 2024 a través de la ley 27.742 y en febrero de este año Los Azules presentó su adhesión. El régimen le otorga beneficios impositivos, como reducción del impuesto a las Ganancias, eliminación de las retenciones a las exportaciones a partir del tercer año de producción, amortización acelerada de inversiones y estabilidad fiscal por 30 años. Además, se le simplifican trámites administrativos y se le otorga acceso libre al mercado cambiario, permitiéndole girar el 100% de sus divisas al exterior sin restricciones

3) Recursos financieros. “Hace 3 años tenía US$ 40 millones como capital para empezar y hasta el momento hemos invertido US$ 473 millones”, declaró Michael Meding en diciembre. Parte de esos fondos provinieron de la automotriz Stellantis que en febrero de 2023 invirtió US$ 155 millones para quedarse con el 14,2% de las acciones del proyecto (ahora tiene 18,3%). Río Tinto también ha venido invirtiendo en el proyecto a través de su subsidiaria Nuton. El último aporte de US$ 35 millones lo realizó en octubre de 2024 y en la actualidad posee el 17,2% de las acciones. Además, McEwen Mining, controlante de McEwn Copper, realizó diversas colocaciones en el mercado. La última fue el pasado 11 de febrero cuando obtuvo US$ 95 millones más una opción adicional por otros US$15 millones para quienes tomaron esos pagarés. Se espera que una parte de esos recursos vaya a financiar las inversiones que tiene previstas en Los Azules durante este año.

Con estos tres hitos, Michael Meding, expondrá este domingo a las 15 en un evento organizado por Argentina Mining en la PDAC. Allí buscará mostrarles a los potenciales inversores que el proyecto está firme y que si demoran su decisión de asociarse el precio que deberán pagar para desembarcar será cada vez más alto.

La historia del proyecto

Los Azules es un proyecto de exploración de cobre a cielo abierto radicado en la provincia de San Juan, 80 kilómetros al oeste-noroeste de la ciudad de Calingasta y solo 6 kilómetros al este de la frontera con Chile. Según una evaluación económica preliminar, que se completó en 2023, se prevé que la mina produzca un promedio de 322 millones de libras de cátodos de cobre al año durante una vida útil de 27 años.

Los Azules está ubicado a una altura sobre el nivel del mar que va de los 3500 a los 4500 metros. El clima es semiárido, con abundantes nevadas y temperaturas extremadamente bajas, típicas de esa región de la Cordillera de los Andes. Los trabajos se vienen realizando en un valle llamado La Ballena, donde la vegetación es escasa y está prácticamente ausente en las elevaciones más altas.

La minera estadounidense Battle Mountain Gold Corporation (BMG) fue la primera compañía en realizar tareas de exploración en esa zona en búsqueda de oro entre mediados de la década del 80 y fines de la década del 90. A mediados de los 90, la canadiense Minera Andes, a través de su subsidiaria local Andes Corporación Minera S.A. (“ACMSA”), adquirió concesiones en el área que colindaban con las de BMG al sur.

En diciembre de 2003, Minera Andes inició un programa de exploración en Los Azules y registró un tipo específico de mineralización de cobre que se encuentra en formaciones geológicas conocidas como depósitos de cobre porfídico. En 2006 detectó secciones específicas dentro de un depósito mineral con una concentración de hasta 1,6% de cobre a lo largo de 221 metros de profundidad. Generalmente, un contenido de cobre superior al 1% es atractivo para la minería, y un 1,6% es un indicador fuerte de una buena mineralización. Este tipo de concentraciones son económicamente viables para la extracción en un contexto de minería a gran escala.

Después de que BMG se fusionara con Newmont en 2000, parte de las propiedades de BMG fueron adquiridas por Solitario Resources, una empresa canadiense de exploración junior, posteriormente llamada TNR Resources. La australiana Mount Isa Mines (MIM) compró Solitario Resources en mayo de 2004. Luego MIM fue adquirida por la suiza Xstrata, la cual en 2007 celebró un acuerdo con Minera Andes para continuar explorando Los Azules. En octubre de 2009, Xstrata se retiró del proyecto y cedió sus propiedades a Minera Andes. En enero de 2012, Minera Andes fue adquirida por US Gold Corporation, que luego pasó a llamarse McEwen Mining Inc.

, Fernando Krakowiak

EconoJournal en Toronto

En Argentina hay siete provincias con leyes que prohíben la minería a cielo abierto y/o el uso de ciertas sustancias como cianuro, mercurio y acido sulfúrico. Río Negro formó parte de aquel grupo, pero el gobierno de Alberto Weretilnek logró gestar los consensos necesarios para desandar ese camino. En noviembre del año pasado aprobó la Declaración de Impacto Ambiental del Proyecto Calcatreu autorizando la extracción de oro y plata, luego de que la iniciativa fuera validada en una audiencia pública.

La secretaria de Energía y Ambiente de la provincia, Andrea Confini, expondrá en Toronto durante la convención anual de la Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC) cómo fue todo el proceso ante un grupo de inversores canadienses que se entusiasman frente a la posibilidad de que se convierta en un caso testigo.

El depósito de oro y plata Calcatreu fue descubierto en 1997 en el paraje Lipetrén Chico, 82 kilómetros al sur de Ingeniero Jacobacci. A partir del año siguiente la empresa Aquiline Resources Incorporated, por entonces propietaria de los derechos del área, avanzó con los trabajos de exploración, pero en julio de 2005, en medio del debate sobre su impacto ambiental, la legislatura provincial prohibió la utilización de cianuro en la minería a través de la ley 3981.

El 10 de diciembre de 2011 Carlos Soria asumió como gobernador y derogó esa norma en los 20 días que gobernó antes de que su esposa lo matara de un tiro el 1 de enero de 2012 en un confuso episodio. En su remplazo, se sancionó la ley 4738 que creó un Consejo Provincial de Evaluación Ambiental Minera (COPEAM). De ese modo, la minería dejó de estar prohibida, pero en los años siguientes no se aprobó ningún proyecto.

Recién en diciembre de 2023, la Legislatura sancionó la ley 5703 que facilitó la evaluación de proyectos mineros y lo que vino después fue un largo proceso de negociación política para lograr los consensos que permitieran retomar la actividad. El COPEAM le dio luz verde al Proyecto Calcatreu el 16 de agosto con el respaldo incluso de los representantes de la comunidad mapuche que habita la zona. El 30 de agosto del año pasado se llevó a cabo una audiencia pública presencial en Ingeniero Jacobacci, donde 247 oradores de las empresas y la sociedad civil expusieron sus posturas. Luego de cumplir esa instancia, el gobierno le otorgó a la empresa Patagonia Gold la autorización para extraer oro y plata en un área de 16.291 hectáreas. Patagonia Gold, propietaria actual del proyecto, es presidida por Carlos Miguens Bemberg, ex dueño de Cervecería Quilmes.

Confini, la secretaria de Energía, repasará toda esta experiencia en el encuentro “Unlocking Río Negro´s potential for Argentina´s growth”, organizado por la Cámara de Comercio Argentino Canadiense. “Es un ejemplo para cualquiera de las provincias que ahora miran con recelo a la minería”, aseguró a EconoJournal Alberto Carlocchia, líder del área de minería de la cámara, quien moderará el encuentro. La cita tendrá lugar el miércoles 5 de 8 a 10 horas en el estudio de abogados Gowling, que representa a grandes mineras canadienses, el cual está ubicado a siete cuadras del Metro Toronto Convention Centre donde se realiza la Convención PDAC.

La industria minera espera que Calcatreu sea la punta de lanza de otra serie de proyectos. De hecho, en Río Negro hay unas diez iniciativas de exploración que cuentan con capitales canadienses.

Uranio sobre la mesa

En la misma mesa también expondrá Erik Bazarian, el hombre a cargo de la unidad de minerales de Corporación América y sobrino de Eduardo Eurnekian. Corporación América firmó en diciembre un acuerdo con Blue Sky Uranium Corp. una empresa del holding canadiense Grosso Group, para adquirir hasta el 80% del proyecto Ivana, ubicado a unos 25 kilómetros al norte de la ciudad rionegrina de Valcheta, el cual se encuentra en una fase avanzada de exploración de uranio.

Ivana es uno de los yacimientos del distrito geológico Amarillo Grande, que tiene una extensión de 300.000 hectáreas. Blue Sky también cuenta con otros proyectos de uranio en Chubut conocidos como Sierra Colonia, Tierras Coloradas y Cerro Parva.

La experiencia canadiense

Representantes de las provincias canadienses de Ontario, Quebec y British Columbia mantendrán un encuentro cerrado con funcionarios de provincias mineras argentinas para transmitirles sus experiencias en la búsqueda de inversiones. Al evento, organizado por la Cámara de Comercio Argentino Canadiense y el Consejo Federal de Inversiones, asistirán los secretarios de Minería de Jujuy, Salta, Catamarca, La Rioja, Rio Negro, Santa Cruz y Mendoza.

La intención de la cámara es aprovechar los puntos en común de dos países que son federales y en los que las provincias tienen el control de los recursos naturales. Lo que se quiere es ayudar a construir vínculos similares a los que ya existen entre provincias hidrocarburíferas, como Neuquén y Alberta, las cuales tienen un memorando de entendimiento firmado para trabajar determinados temas en forma conjunta.

Ontario fue la provincia líder en 2022 en términos de gasto en exploración minera en Canadá, seguida de British Columbia y Quebec. Estas tres jurisdicciones representaron el 68% del gasto total en exploración y evaluación de yacimientos en el país del norte.

Ontario tiene grandes depósitos de níquel y cobre en la región de Sudbury, mientras que en distritos del norte como Timmins, Red Lake y Kirkland Lake extrae oro y otros metales preciosos. En 2022 produjo minerales por 13.500 millones de dólares, el 22% de la producción minera de Canadá.

Quebec, por su parte, se destaca en la producción de hierro en la región de Fermont, oro en Abitibi y litio en la municipalidad de La Corne, también en Abitibi. Su industria minera aporta unos 12.000 millones de dólares al PBI canadiense y en la actualidad tiene 49 proyectos en diferentes etapas de desarrollo.

Por último, British Columbia es la mayor productora de cobre de Canadá y también extrae oro, plata, molibdeno y carbón. Tiene 17 minas en funcionamiento y dos fundiciones.

Los funcionarios provinciales canadienses ofrecerán un detalle de qué incentivos otorgan sus jurisdicciones, cómo promocionan la actividad ante la ciudadanía, cuáles son las exigencias medioambientales y cómo mejoraron los plazos para el otorgamiento de permisos, entre otros temas. La actividad se realizará en el Hotel Soho, donde se aloja la delegación argentina, el próximo miércoles a las 11 horas.

Reunión de proveedores

Las cámaras de comercio argentino-canadiense, chileno-canadiense y peruana-canadiense organizarán también un encuentro con ocho proveedores de cada una de esas entidades para intercambiar know-how y empezar a generar joint-ventures que permitan desarrollar proyectos más grandes.

En el sector coinciden, por ejemplo, en que no hay empresa de construcción en el país que pueda por sí sola construir un proyecto minero grande como Josemaría en San Juan. Por lo tanto, este tipo de encuentros tiene como objetivo acompañar a los proveedores para que puedan evaluar posibles alianzas si se concreta un escenario de esas características.

La reunión es este lunes 3 de marzo a las 15 horas en la sala 107 del edificio norte del Metro Toronto Convention Centre.

, Fernando Krakowiak

El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) firmó con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) un convenio marco de cooperación técnica y alianza estratégica para colaborar en materia de desarrollo e integración energética con foco en los hidrocarburos. El propósito de la alianza es compartir información y conocimientos y realizar acciones conjuntas con miras al desarrollo, investigación e implementación de estudios, programas, proyectos, incluyendo foros, seminarios, eventos y capacitación u otras actividades afines.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, firmó este convenio para desarrollar aspectos de mutua cooperación junto a Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo de OLADE; el organismo internacional de cooperación, coordinación y asesoría técnica de carácter público intergubernamental.

El acuerdo

El acuerdo incluye cooperar para el diseño, estructuración y ejecución de programas y proyectos relacionados con el desarrollo energético; con especial énfasis en los hidrocarburos. También, asistencia técnica recíproca en materia energética y de integración y compañamiento y promoción de actividades que colaboren en la definición de líneas de acción para el establecimiento e implementación de instrumentos de política y planificación en materia energética e integración, con énfasis en los hidrocarburos.

A su vez, la iniciativa contempla el apoyo en el diseño y estructuración de marcos institucionales vinculados al desarrollo energético y a la integración, con énfasis en los hidrocarburos, el utercambio de información técnica y buenas prácticas, y de experiencias profesionales.

También, la asesoría en el análisis y definición de marcos regulatorios para el sector energético; la elaboración y publicación de investigaciones, estudios, análisis y artículos técnicos en materia de integración energética subregional y regional.

Alianza

Las instituciones también trabajarán en la programación conjunta de actividades de formación y capacitación, entre otras complementarias; la organización y realización conjunta de seminarios, talleres, foros y demás eventos vinculados a la integración energética.

Al momento de la firma, el López Anadón sostuvo: «Es interesante trabajar con OLADE, en momentos en que los hidrocarburos aquí están viviendo un momento de crecimiento con Vaca Muerta, que contribuye más que nunca a nuestra matriz energética nacional y con tantas posibilidades regionales”.

Por su parte, Rebolledo Smitmans sostuvo que, a través de la firma de este Memorando de Entendimiento se ha consolidado una alianza estratégica que fortalecerá la cooperación energética en la Argentina y la región.

«Este acuerdo refleja el compromiso de OLADE con la integración energética regional, permitiéndonos avanzar en estudios técnicos, eventos especializados y acciones conjuntas para abordar los retos del sector», precisaron.
La firma se realizó en las oficinas del IAPG en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Además de los mencionados directivos, se contó con la presencia de los respectivos equipos y representantes locales de ambas instituciones.

, Redaccion EconoJournal

Arcadium Lithium, uno de los principales productores de carbonato de litio del planeta, que se creó el año pasado a partir de la fusión entre Allkem y Livent, presentó los resultados que obtuvo durante 2024. A pesar de las condiciones del mercado durante el año pasado, la compañía logró un incremento del 20 % interanual en la producción combinada de su proyecto Fénix (ubicado en Catamarca) y de Olaroz (situado en Jujuy), con un volumen de 44.115 toneladas de carbonato de litio y 4.541 toneladas de cloruro de litio.

A su vez, la empresa logró avances en sus proyectos de expansión y ramp-up clave. Esto es así porque finalizó la puesta en marcha de la Fénix 1A en Catamarca, con un ramp-up cercano a la capacidad nominal de 10.000 toneladas anuales.

También, registró avances en el proyecto Sal de Vida en Catamarca y se encuentra en un proceso de preparación para una posible reanudación acelerada de Fénix 1B, según destacaron desde la firma a través de un comunicado.

Nivel de actividad

La empresa, además, finalizó la puesta en marcha de Olaroz II en Jujuy, y continúa con el ramp-up para alcanzar la capacidad nominal de 25.000 toneladas anuales.

El 9 de octubre de 2024, el gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos compañías mineras más grandes del mundo, anunció la compra de Arcadium Lithium. Está previsto que este proceso de adquisición concluya el 6 de marzo de 2025.

Paul Graves, presidente y director ejecutivo de Arcadium Lithium, afirmó: “Nuestro equipo en la Argentina debe sentirse inmensamente orgulloso por todos los logros alcanzados en 2024. La combinación con Rio Tinto nos permitirá potenciar aún más el tamaño y la calidad de nuestra cartera de activos de primera clase a nivel mundial, tanto en la Argentina como en el resto del mundo. Juntos, esperamos acelerar el crecimiento y la mejora continua en los próximos años para beneficio de nuestros clientes, colaboradores y comunidades”.

Apuesta por la Argentina

En 2024, la empresa informó que decidió aplazar uno de sus proyectos en Canadá. Pero aseguró que iba a seguir adelante con su plan de inversiones en la Argentina, pese a la abrupta caída del precio de carbonato de litio que se registró durante el año pasado.

Frente a esta decisión, desde la compañía fijaron como objetivo ejecutar la Fase 1B de Fénix y la Etapa 1 de Sal de Vida de manera secuencial y no de forma simultánea como habían establecido en el inicio.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, puso en operación una planta de tratamiento de crudo en el yacimiento La Amarga Chica, ubicado en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Con esta obra, la compañía amplió en un 25% la capacidad de procesamiento de petróleo en sus desarrollos no convencionales.

Es la segunda planta de tratamiento que YPF pone en marcha en La Amarga Chica, uno de los principales bloques productores de Vaca Muerta y que opera junto a la malaya Petronas. La obra demandó una inversión de US$ 200 millones, informó la compañía.

“Esta inversión acompaña el salto productor de YPF a partir de su plan 4×4, que busca incrementar la producción de petróleo de Vaca Muerta de la mano de la mayor eficiencia y apertura de mercados”, señaló la compañía este viernes en un comunicado.

La nueva planta fue construida por la empresa AESA y tiene una capacidad de tratamiento de 12.000 metros cúbicos por día. En el pico de obra generó más de 500 puestos de trabajo y tuvo la intervención de una decena de compañías subcontratistas.

“Esta planta se suma a otra de igual característica que ya opera en La Amarga Chica, el bloque de mayor crecimiento de Vaca Muerta durante 2024 y uno de los tres con más producción del país”, indicó YPF.

Por último, la compañía destacó que la sociedad entre YPF y Petronas cumplió 10 años el año pasado y que “en la nueva planta se tratará crudo de bloques linderos como Aguada del Chañar”.

, Redaccion EconoJournal

Como resultado del incremento en la capacidad de evacuación de Oleoductos del Valle (Oldelval), mientras se espera por el verdadero salto cuantitativo que significará Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), “la producción petrolera crecerá un 30% y se acercará al récord histórico”. 

Así lo anticiparon Nicolás Arceo, director de Economía y Energía, y Ernesto Díaz, vicepresidente senior de Rystad Energy, en el marco de Forecast 2025, programa especial con el que EconoJournal inauguró una nueva temporada de producciones audiovisuales en su canal de YouTube.

Arceo: “Para fines de esta década la ampliación sectorial ayudará a la Argentina a alcanzar un superávit comercial en su balanza energética de 25.000 millones de dólares”

Díaz: “Las divisas que Vaca Muerta traerá al país harán definitivamente posible la salida del cepo cambiario, retroalimentando un círculo virtuoso para la economía nacional”

Nuevo hub productivo

En abril quedará habilitada la nueva expansión de capacidad de Oldelval lanzando a las empresas instaladas en Vaca Muerta a una carrera por llenar el caño lo antes posible. Este hito hace prever, según Díaz, que la producción crezca alrededor de un 30%, porcentaje similar a la suba anual que se verificó en 2024 con respecto al año previo. 

Una predicción interesante para 2025, adelantó el consultor de Rystad Energy es que Rincón de los Sauces se consolidará como el segundo hub de producción de petróleo del país, sólo por debajo de Añelo. “Con un barril de crudo tasado por encima de los u$s 70, las empresas están haciendo buenos márgenes. Este es un momento que todo el mundo quiere aprovechar”, señaló Díaz, quien también vaticinó mejoras en materia de productividad y eficiencia a nivel local.

Díaz: “Habrá que sumar áreas, nivel de actividad, equipos y gente. Las operadoras ya se vienen preparando para eso. La tendencia será creciente, pero no se dará un salto disruptivo en las inversiones. El cambio de juego recién lo implicará VMOS”

Boom no convencional

No debe olvidarse, en palabras de Arceo, que la Argentina viene de registrar significativos aumentos de su capacidad de bombeo en años signados por las dificultades macroeconómicas y cambiarias. “Del piso de producción de 498.000 barriles diarios en 2017 pasamos a los 772.000 barriles del año pasado, consiguiendo un alza de un 55% en dicho lapso, gracias al impulso de los recursos no convencionales”, cuantificó el experto, para quien la oferta de crudo a fines de 2025 podría llegar a un promedio de 820.000 barriles por día, augurando una superación del récord de 1998 hacia el cierre de 2026. 

Arceo: “Es cierto que la flamante expansión de Oldelval le da aire a la Cuenca Neuquina, pero esta nueva capacidad se saturará a fines de 2026 o en algún momento de 2027. Se necesita sí o sí de VMOS para garantizar el transporte de crudo en lo que resta de la década”

Salida del cepo

De todos modos, apuntó el director de Economía y Energía, el ingreso masivo de Inversiones Extranjeras Directas (IED) a la Argentina sólo será posible mediante la salida del cepo cambiario. “Esa posibilidad hoy representa una incógnita”, cuestionó. Para Díaz, la respuesta a dicho problema la brindará justamente el sector energético, convertido en el principal captador de divisas del país. “Las exportaciones de petróleo y gas natural licuado (GNL) traerán los dólares necesarios para que el cepo no haga falta. La Argentina depende de Vaca Muerta y viceversa”, definió.

Arceo: “En un escenario conservador que sólo contemple el proyecto de GNL anunciado por Golar, el superávit comercial del sector energético -que cerró 2024 en u$s 5.600 millones- debería oscilar en torno a los u$s 25.000 millones hacia fines de esta década, con un nivel de exportaciones cercano a los u$s 28.000 millones”

Díaz: “Esa cifra es la mitad de lo que hoy representa todo el complejo agroexportador. Antes de 2030 la Argentina podría superar el millón de barriles equivalentes y convertirse en el segundo productor de Latinoamérica, por encima de México y Venezuela”

Normalización eléctrica

Todavía faltan variables por definirse para que pueda trazarse un diagnóstico certero sobre la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) emprendida por el Gobierno nacional. Así lo sostuvo Arceo, quien calificó a la actual reforma como “una desregulación parcial del sector”, la cual está en gran medida condicionada por el contexto. De acuerdo con Díaz, la desregulación debería acompañar la capacidad de pago del usuario final, que es el que -en definitiva- apalancará la rentabilidad de toda la cadena. 

Arceo: “Este proceso recibe una crítica hacia la derecha y otra hacia la izquierda. La primera es que no desregula lo suficiente, sino que se limita al Mercado a Término. La segunda cuestiona por qué liberalizar una parte y darles renta a los generadores si nadie garantiza que van a aumentar los niveles de inversión en generación y transporte de gas natural”

Díaz: “No hay dudas de que avanzar con la desregulación del mercado eléctrico implica un proceso sumamente complejo, que apunta a corregir la acumulación de múltiples errores durante largos años”

Lejos de agotarse, la charla entre ambos especialistas hizo foco en los instrumentos con los que cuenta el Estado para acompañar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera, la agenda del rubro offshore y los precios mínimos del gas natural exportable, entre otros puntos. Los invitamos a conocer cómo prosiguió el debate a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

Autoridades de las Fuerzas Armadas visitaron el Complejo Nuclear Atucha este jueves, en el marco de un ejercicio de entrenamiento llevado a cabo con el objetivo de fortalecer la coordinación interinstitucional ante eventuales situaciones de emergencia. La visita estuvo encabezada por el Brigadier General Xavier Julián Isaac, jefe del Estado Mayor Conjunto de las Fuerzas Armadas, y fue recibida por el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, Alberto Lamagna.

Además, participaron los jefes de todas las Fuerzas Armadas, autoridades técnicas de la empresa y representantes del Ministerio de Defensa, quienes recorrieron las instalaciones. En este contexto, se subrayó la importancia del trabajo articulado para garantizar la máxima protección de infraestructuras estratégicas para el país.

La visita

El ejercicio, que se desarrolló a lo largo de toda la semana, implicó el despliegue de unidades militares, vehículos y personal uniformado en la zona, con el objetivo de fortalecer y optimizar los protocolos de seguridad y la capacidad de respuesta ante posibles amenazas. Este tipo de operativos permiten evaluar y mejorar la interacción entre las distintas fuerzas, asegurando una respuesta rápida y efectiva en situaciones de emergencia.

“La cooperación y el trabajo en equipo entre las Fuerzas Armadas y las entidades del sector nuclear son fundamentales para garantizar la protección de las instalaciones críticas del país. Estos ejercicios reafirman la importancia de seguir potenciando las estrategias de trabajo, reforzando la prevención y la capacidad operativa para resguardar estos puntos clave para el desarrollo energético nacional”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Milicic participará en el PDAC 2025 como empresa aliada a la Cámara de Comercio Canadá Perú, del 2 al 5 de marzo en Toronto. La jornada, considerada como el principal evento de exploración minera del mundo, ofrece una plataforma clave para el intercambio de conocimientos y la generación de nuevas oportunidades comerciales.

“En esta nueva edición, Milicic continuará estrechando relaciones con los líderes de la industria minera y avanzando en proyectos de innovación en el sector. Cuatro años de crecimiento y compromiso con el desarrollo en Perú Este 2025 también marca el cuarto año de Milicic en Perú, un período de crecimiento y consolidación en el país”, destacaron desde la firma.

Actividad

Desde su llegada, la empresa ha liderado importantes proyectos de infraestructura, mientras se posiciona para incursionar en el sector minero peruano.

“A lo largo de estos cuatro años, Milicic ha consolidado su presencia en Perú, contribuyendo al desarrollo del país con proyectos de alto impacto, y manteniendo su compromiso de construir confianza en cada uno de sus emprendimientos. Continuamos trabajando para concretar nuestro primer proyecto en la minería que es nuestro próximo hito por alcanzar”, señaló Gustavo Mas, gerente Comercial de Milicic.

Entre los proyectos que Milicic lleva a cabo en Perú se encuentra la “Protección frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal” para el consorcio Besalco Stracon, parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios del gobierno peruano.

Este proyecto tiene como objetivo mitigar los daños causados por el fenómeno de “El Niño Costero” y proteger la infraestructura de la región. Además, la empresa ejecuta el proyecto “Defensas Ribereñas del Río Zaña” en el departamento de Lambayeque, en colaboración con el consorcio Rovella Inmac. Este desafío busca proteger los márgenes del río Zaña de los efectos de la erosión e inundaciones, beneficiando directamente a las comunidades de Zaña y Lagunas.

“Con foco desde los inicios en las construcciones viales, civiles e industriales, Milicic expandió sus actividades en sus más de 50 años de experiencia hacia proyectos privados de infraestructura, electromecánicos, de higiene urbana y a sectores estratégicos como energía, minería, petróleo y gas. Más de 800 obras demuestran la confianza de sus clientes y el compromiso por acompañar a los principales sectores productivos que marcan el crecimiento de cada región”, finalizaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

En el marco de un proceso de crecimiento, como complemento de su integración en el sector, el Grupo Kalpa concretó la importación de combustible premium que servirá para abastecer al sector industrial -en sus distintas vertientes- y llegará al mercado para el público en general.

Estrategia regional

Este es el primer paso de un acuerdo internacional que firmó Kalpa para sus empresas RefiPampa, la refinería ubicada en 25 de Mayo, La Pampa; Fox Energía Pura, la otra refinería que el grupo tiene en Senillosa, Neuquén; y Voy con Energía, la red de estaciones de servicio que ya cuenta con casi 60 bocas en todo el país).

En ese sentido, el primer barco que arribó a la Argentina contenía gas oil de bajo azufre (EURO), procedente de Estados Unidos. En la planificación estratégica del grupo está la intención de desarrollar y expandir su actividad en la región, apuntando principalmente a Uruguay, Bolivia, Paraguay y el sur de Brasil.

Industrias

Tanto la industria minera, petrolera como pesquera, podrán nutrirse de un producto de calidad para proveer al mercado. Del mismo modo, llegará a cada una de las estaciones de servicio de Voy con Energía y, en consecuencia, a la comunidad en general.

“Esto es una muestra de la expansión constante del Grupo Kalpa que genera una gran inversión con el propósito de abastecer a la Industria del país, sectores que conforman el principal motor para impulsar la economía argentina. Además, tiene como consecuencia que las personas logren adquirir combustible premium a un bajo costo”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Clear Petroleum, la empresa que brinda servicios a la industria petrolera en la Cuenca del Golfo San Jorge, avanzó en la consolidación de su Programa de Compliance, incorporando herramientas y estructuras con el objetivo de consolidar su cultura organizacional y garantizar negocios transparentes a largo plazo.

Como parte de esta estrategia, la compañía actualizó su Código de Ética y Conducta, un documento esencial que refleja sus valores y principios.

Además, se confeccionó una Matriz de Riesgos, una herramienta clave para identificar, evaluar y mitigar riesgos específicos de la industria. “Esto proporcionará una base sólida para la toma de decisiones y el fortalecimiento del Programa de Compliance”, destacaron desde la compañía.

Iniciativas

Para reforzar la adhesión a estos estándares, Clear Petroleum lanzó una Línea Ética, un canal de denuncia confidencial, anónimo y libre de represalias para quienes lo utilicen de buena fe. Este canal es gestionado por un tercero independiente de primer nivel internacional, garantizando un proceso imparcial y seguro.

Además, la empresa llevó adelante un programa de capacitación integral, con jornadas presenciales en Comodoro Rivadavia y Buenos Aires, entre otros sitios, asegurando que todo su personal comprenda y aplique los principios éticos en su labor diaria. Adicionalmente, se formalizó la creación de un Comité de Ética, con un reglamento que regula su funcionamiento, así como una adecuada investigación y gestión de denuncias.

“El compromiso de la alta dirección es crucial para el éxito de dicho sistema. Los líderes deben no solo propugnar las normas, sino ser ejemplos a seguir en su cumplimiento, estableciendo así un nivel de credibilidad que fomente la adherencia a dichas políticas por parte de todos los empleados”, afirmó el Presidente de la organización.

A su vez, la empresa se inscribió en el Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE), reafirmando su alineación con los estándares promovidos por el gobierno en esta materia.

“Este es un camino de mejora continua, y Clear Petroleum seguirá avanzando con nuevas acciones. Entre ellas, se encuentra la capacitación constante del personal, la difusión de los aspectos clave del programa, y la extensión del compromiso ético a toda su cadena de valor. La compañía continúa fortaleciendo su cultura de integridad con iniciativas que promuevan la transparencia, la responsabilidad y el cumplimiento en cada nivel de la organización. Clear Petroleum reafirma su convicción de que la ética no es solo un concepto, sino un pilar esencial en la construcción de relaciones de confianza con sus colaboradores, socios comerciales y la comunidad”, destacaron.

, Redaccion EconoJournal

YPF Digital (YDI), la sociedad que gestiona y potencia los activos digitales de YPF, se encuentra trabajando para transformar la APP de la compañía en la primera billetera digital de una empresa de energía del país.

A partir de abril los clientes de YPF podrán utilizar la aplicación, en forma gradual, como medio de pago para servicios dentro del ecosistema de la movilidad, precisaron desde la empresa. 

YDI obtuvo la autorización del BCRA para poder prestar servicios de proveedor de Pago (PSP) y hoy se encuentra desarrollando distintas funcionalidades para poner a disposición de sus clientes a lo largo de todo el año.

Guillermo Garat, presidente de YDI, aseguró que: «Desde YDI estamos listos para transformarnos en una billetera digital. La APP de YPF siempre lideró el mercado de la digitalización de la experiencia de nuestros consumidores. Ahora, con esta novedad nos volvemos a ubicar a la vanguardia de la tecnología para el mundo de la movilidad”. 

APP YPF

«La APP de YPF sale a competir en un mercado desafiante como es el de las billeteras digitales. Hoy la aplicación se consolidó como el aliado de los consumidores en la movilidad del país», aseveraron desde la firma.

En diciembre 2024, se registraron 420 pagos por minuto en horarios pico. Esto representa 5,7 millones de operaciones y más de 4,5 millones de socios activos, quienes, a lo largo de 2024, realizaron más de 60 millones de visitas a estaciones y canjearon 20 millones de beneficios que ofreció la aplicación, disponible para dispositivos iOS y Android, informaron.

«La evolución natural es que la APP de YPF amplie sus servicios y expanda su ecosistema digital. Con esa visión, desde hace dos años, YPF viene dando pasos concretos materializados en la creación de YPF Digital como empresa que busca gestionar y potenciar los activos digitales de la compañía», destacaron. 

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) realizó este jueves una audiencia pública para determinar las nuevas facturas eléctricas que estarán vigentes a partir de abril como parte del proceso de Revisión Tarifaria de Distribución para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La distribuidora Edenor solicitó un aumento en el Valor Agregado de Distribución (VAD) de 20%, que tiene un impacto en la tarifa final de alrededor de 8%, y un ajuste mensual según cómo vaya evolucionando la inflación.

Si bien manifestó la necesidad de una recomposición, Edesur no precisó un porcentaje específico de aumento. De todos modos, la distribuidora solicitó una simplificación en la escala tarifaria para que la pequeña demanda pase de seis a dos categorías y, para las grandes demandas, que “se mantengan los cargos, pero que se incremente el valor de los recargos por exceso de potencia”.

La recomposición en el VAD, que es el margen que tienen las compañías distribuidoras, se cuotificaría durante 2025. En rigor, el ENRE definirá cuál será el aumento total para el segmento de distribución y en cuántos meses se distribuirá. La audiencia para la Revisión Quinquenal de Tarifas de Distribución de Energía Eléctrica estuvo a cargo de Osvaldo Rolando, interventor del ente regulador.

En enero, el ente modificó los parámetros para medir la calidad del servicio para que las distribuidoras del AMBA, que comercializan en conjunto el 40% de la energía del país, tengan que reducir en un 50% la cantidad y duración de los cortes de electricidad y -además- redujo la tasa de rentabilidad.

El subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, que participó de la audiencia, remarcó la necesidad de “revisar las solicitudes de las empresas sin olvidar las de los usuarios” y “volver la mirada a la centralidad del rol del Estado en el desarrollo de la infraestructura eléctrica y en los compromisos de inversiones que llevaron adelante las empresas”.

El funcionario subrayó su posición frente al pedido de recomposición de tarifas por parte de las distribuidoras “como una condición para optimizar el mantenimiento y la ampliación de la red eléctrica. Tenemos claros ejemplos en la provincia, como entre 2015-2019, en el que hubo un importante aumento que no se correspondió con un mejor servicio. Las tarifas altas no garantizan inversiones”. Por último, Ghioni reclamó la necesidad de “implementar un ente tripartito entre el Estado nacional, provincial y de la Ciudad de Buenos Aires”.

Pedido de distribuidoras

Según explicó Guido Hernández, representante de Edenor en la audiencia, el 80% de los usuarios pagará en promedio una factura mensual de $ 29.544, lo que implica una suba de $ 9.624.

En marzo se publicarán en el Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios, según indica el cronograma oficial del ente regulador, y los nuevos aumentos regirán a partir de abril. Además, se sumará también el incremento que defina el ENRE sobre la tarifa de transporte eléctrico, que podría ser de 2%, según solicitó en audiencia pública Transener, la principal empresa de transmisión del país.

Una de las incógnitas es cómo será la cuotificación del VAD que definirá finalmente el ENRE, sobre todo teniendo en cuenta que este es un año electoral y el gobierno quiere evitar que las tarifas presionen al alza a los precios.  El ajuste por inflación se hará en base en base a una fórmula polinómica que contemple el Índice de Precios al Consumidor (IPC) y el índice de precios mayoristas (IPIM) y la evolución de los salarios que determine el INDEC.

Las facturas eléctricas en el AMBA están compuestas en un 30% por los segmentos de distribución, en un 44% por la generación y 2% por el transporte eléctrico. Además, los impuestos tienen una incidencia del 24% en las boletas.

Inversiones y calidad de servicio

Edesur anunció inversiones por $ 746.000 millones (US$ 700 millones) hasta fines de 2029, que incluye la ampliación y renovación de redes y subestaciones. En tanto, Edenor, que en los últimos años viene invirtiendo US$ 200 millones anuales, estima que en el nuevo plan de inversiones para el próximo quinquenio demandará alrededor de US$ 1.200 millones.

Edenor planea construir tres subestaciones en los próximos tres años con una inversión de US$ 80 millones cada una. Las subestaciones estarán en Hurlingham, General Rodríguez y San Isidro.  

Desde la distribuidora también señalaron a EconoJournal que mejoraron los parámetros de la calidad de servicio. “En cantidad de cortes, pasamos de 9 cortes anuales por usuario en 2017 a 3,5 cortes en 2024. En duración, de 27,6 horas de cortes por usuario por año a 8,5 horas en 2024. Lo que el ENRE exige para 2029, nosotros ya lo estamos cumpliendo ahora”, indicaron.

, Roberto Bellato

MENDOZA (enviado especial). – Genneia inauguró este jueves su primer parque solar en la provincia de Mendoza. El parque Malargüe I forma parte de un plan de inversiones en proyectos fotovoltaicos anunciado para la provincia cuyana por US$ 400 millones. Con estos proyectos, Genneia incrementará su liderazgo en energías renovables en la Argentina, alcanzando un portfolio de 1,5 GW de potencia instalada de renovables.

La principal compañía generadora de energía eólica y fotovoltaica del país celebró el acto de inauguración en el predio del parque solar, ubicado a poca distancia del ingreso a la ciudad de Malargüe. Se trata de su primer proyecto fotovoltaico en Mendoza y el cuarto a nivel nacional.

Del evento participaron el equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa.

Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Alfredo Cornejo, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, así como los intendentes de Malargüe y San Rafael, Celso Jaque y Omar Félix, respectivamente. El vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella también estuvo presente junto a otras autoridades nacionales.

Más inversiones en Mendoza

Los directivos de Genneia y Brito anunciaron que la empresa estará invirtiendo un total de 400 millones de dólares hasta el 2026 en Mendoza, entre Malargüe I y otros dos proyectos fotovoltaicos más en esa provincia.

Genneia desarrollará un nuevo parque solar en San Rafael, con una capacidad de 150 MW y una inversión de US$ 150 millones. Este proyecto se sumará al Parque Solar Anchoris de 180 MW que se esta construyendo en Luján de Cuyo y que se prevé en operación para fines de este año.

“Estamos orgullosos de inaugurar este nuevo parque aquí en Malargüe, confirmando la vocación de crecimiento de Genneia. Estamos invirtiendo 400 millones de dólares en Mendoza para la construcción de 3 parques solares, sumando 420 MW de capacidad instalada al sistema. Y en 2026 habremos superado los 1400 millones de dólares en capacidad instalada renovable, con 8 parques eólicos y 6 solares en operación en 5 provincias. La minería será uno de nuestros principales clientes, y en ese camino acompañamos a Mendoza, otras provincias y a la Argentina en su objetivo de una transición energética que impulse su desarrollo”, expresó Brito.

Parque solar Malargüe I

Con una potencia de 90 MW, Malargüe I se destaca como el parque solar más moderno de la empresa.

«Este es el primer parque de escala en Mendoza, sabemos que hay una historia de mucho esfuerzo para poder llevar proyectos solares a una provincia que tiene los recursos. Creo que se encontró una conjunción entre los recursos naturales de Malargüe, el clima de negocios de la provincia que es admirable y la posibilidad de tener el compromiso que genera emprendiendo estas inversiones» dijo Andrews.

La instalación abarca 312 hectáreas e incorpora más de 160.000 paneles solares distribuidos en 2756 filas. Los paneles son bifaciales de última generación, capaces de captar energía tanto de la radiación directa como la reflejada en el suelo, optimizando así su eficiencia hasta en un 10% adicional. El factor de carga del parque asciende a 29%. Los paneles son de Trina y los inversores son de Huawei.

Como detalle adicional, los módulos que sostienen los paneles están montados sobre seguidores solares, que ajustan su posición según el recorrido del sol para maximizar la producción energética. También tienen la capacidad para ajustar su grado de inclinación para minimizar el impacto de eventos meteorológicos. Por ejemplo, se pueden poner en posición vertical para evitar el granizo o la acumulación de nieve.

La construcción de Malargüe I demandó una inversión superior a los US$ 90 millones y generó 280 empleos indirectos en su pico de construcción.

«Le pusimos Malargüe I porque pensamos que debería haber muchos más a futuro. Hay un tema de conectividad, con lo cual, seguramente a medida que se pueda ampliar la transmisión, tenemos la financiación y la dinámica para poder generar la demanda y tenemos el recurso», manifestó Brito en diálogo con los medios presentes sobre la posibilidad de ampliar el parque en el futuro.

Liderazgo en renovables

Con estas inversiones por US$ 400 millones en la provincia cuyana, Genneia sumará 420 MW y reforzará su liderazgo en generación con renovables en el país. La empresa llegará a 1584 MW instalados de energía eólica y solar en 2026.

Genneia ahora posee 1619 MW de potencia instalada en el país tras la puesta en operación de Malargüe I. Unos 1254 MW corresponden a parques eólicos y solares. Los restantes 365 MW corresponden a las centrales termoeléctricas Bragado (Buenos Aires) y Cruz Alta (Tucumán).

El objetivo de la empresa es llegar a ser un generador pure play de renovables para el 2030. Genneia representa actualmente el 20% de la generación con energías renovables del país, si se excluye a las grandes represas hidroeléctricas.

Genneia ha logrado obtener financiamiento en el mercado exitosamente a lo largo de sucesivas emisiones de Obligaciones Negociables (ON). De hecho, la compañía fechó para este jueves 27 el lanzamiento de su 16ª Obligación Negociable Verde, con un monto inicial de hasta US$ 20 millones, ampliable hasta US$ 60 millones.

, Nicolás Deza

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, reportó a los mercados los principales resultados obtenidos durante 2024. La empresa alcanzó una producción total de 85.276 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d) durante el cuarto trimestre de 2024, lo que representó un aumento interanual del 51 por ciento.

En 2024, la producción total de la compañía registró un incremento del 36% con respecto al año anterior, con 69.660 boe/d. Además, la firma alcanzó una inversión de más de 1.200 millones en Vaca Muerta y pudo poner en producción 50 pozos nuevos.

Respecto al crudo, Vista informó que la producción de petróleo durante el cuarto trimestre del año pasado alcanzó los 73.491 bbl/d, lo que significó una suba interanual del 52 por ciento.

Equipamiento

La compañía que preside Miguel Galuccio se aseguró la incorporación de un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura que ya están en funcionamiento, según precisaron a través de un comunicado y que le permitirán lograr los objetivos fijados para 2025.

Las reservas probadas totales al 31 de diciembre de 2024 ascendieron a 375,2 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), lo que implicó una suba del 18% en comparación con los 318,5 MMboe al 31 de diciembre de 2023. El índice de reemplazo fue del 323 por ciento.

La compañía exportó 10,6 millones de barriles, lo que significó un aumento interanual del 29% y un 49% del volumen de ventas de petróleo. Sus ingresos alcanzaron los US$ 1.647,8 millones, un incremento del 41% en comparación con los US$ 1.168,8 millones registrados en 2023, lo que estuvo impulsado por el crecimiento de la producción de petróleo.

El lifting cost fue de US$ 4,6 por boe, por debajo de los US$ 5,1 por boe registrados en 2023. A su vez, el EBITDA ajustado para 2024 fue de US$ 1.092,4 millones, lo que resultó en un margen del 65% y un aumento del 25% respecto a los US$ 870,7 millones obtenidos en 2023. En 2024, la compañía registró un flujo de caja libre negativo de US$ 92,9 millones.

Resultados del cuarto trimestre de 2024

Los ingresos totales en el cuarto trimestre de 2024 ascendieron a US$ 471,3 millones, un aumento interanual del 52% y un 2% por encima del tercer trimestre del 2024. Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas fueron de US$ 246,7 millones, representando el 55% de los ingresos netos totales, según informaron.

El lifting cost fue de US$ 4,7 por boe, lo que representó un incremento del 8% en comparación con el cuarto trimestre de 2023. Mientras que el EBITDA ajustado para el cuarto trimestre de 2024 fue de US$ 273,3 millones, lo que implicó una disminución interanual del 5%. La inversión en el periodo totalizó los US$ 340,1 millones. La compañía registró un flujo de caja libre positivo de US$ 57,1 millones.

, Redaccion EconoJournal

El Ministerio de Economía delegó en la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, el proceso de licitación para las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM, ex Gasoducto Néstor Kirchner), que permitirá aumentar la capacidad de transporte de gas de Vaca Muerta. Lo hizo mediante la Resolución 169 publicada este miércoles en el Boletín Oficial. De este modo, dio un paso más en el proceso licitatorio que deberá impulsar la cartera energética y que -en los hechos- estará a cargo de Energía Argentina S.A. (Enarsa).

Se trata del proyecto presentado en junio del año pasado por la transportista co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, para ampliar la capacidad de transporte de gas natural del ducto en 14 millones de metros cúbicos por día adicionales (MMm3/d). Pero en la resolución también se contempla la opción al adjudicatario de un volumen opcional de 6 MMm3/d. Se estima que demandará una inversión de US$ 700 millones. La operación del gasoducto quedará a cargo del ganador de la compulsa.

El proyecto de TGS fue declarado de interés público nacional y pocos días después la transportista presentó la adhesión formal al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Ahora la cartera de Tettamanti deberá realizar el llamado a licitación formal para que se presenten otros competidores interesados en el proyecto. La Secretaría de Energía también “supervisará el proceso licitatorio, y aprobará la adjudicación de la contratación”, según aclara la resolución firmada por el ministro de Economía, Luis Caputo.

Licitación

En el segundo artículo se encomienda a Enarsa a realizar el procedimiento de licitación pública “destinado a la contratación de la ampliación de la capacidad de transporte del Tramo I del GPM, con el fin de ejecutar las obras que permitan incrementar su capacidad de transporte”.

La licitación pública será nacional e internacional y deberá aclarar que “la operación y el mantenimiento del GPM y sus instalaciones complementarias estarán a cargo de quien resulte adjudicatario de la ampliación de la capacidad de transporte”.

El artículo 3 de la resolución de Hacienda prevé que Enarsa ceda la capacidad de transporte del duco al ganador de la licitación. Pero también estima que Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y también la encargada del despacho eléctrico del país, renunciará a “ejercer cualquier prioridad respecto de toda nueva capacidad resultante de la ampliación” del ducto, que en la actualidad la empresa predispone para abastecer a las centrales térmicas.

Obras

El proyecto de TGS busca que los volúmenes incrementales y adicionales que permita transportar el GPM lleguen al nodo Litoral en el invierno de 2026. Permitirá sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y gasoil con producción de Vaca Muerta.

El plan de la transportista está dividido en dos tramos con marcos regulatorios distintos. Por un lado, se prevé una obra de US$ 500 millones en el tramo Tratayén – Salliqueló bajo la Ley de Hidrocarburos que incluye tres nuevas plantas compresoras.

Por otro lado, en el sistema regulado que opera TGS, se estima una inversión de US$ 200 millones para la construcción de 20 kilómetros de loops de cañería y una planta de compresión en el Gasoducto Neuba II, que permitirá que llegue el gas al Gran Buenos Aires y el Litoral.

, Roberto Bellato

El presidente de Chile Gabriel Boric declaró el estado de excepción y un toque de queda en las regiones del país que continúan sin servicio eléctrico debido a un apagón masivo que lleva más de cinco horas sin solución. El corte afecta a prácticamente toda la población del país trasandino. Todo indica que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el ente operador de la red nacional de Chile, esta teniendo dificultades para realizar un arranque en negro del sistema de generación eléctrica, un procedimiento indispensable para la recuperación de la red tras un colapso en el parque generador.

La ministra de Interior de Chile, Carolina Tohá, anunció al atardecer del martes que el presidente Boric decretó un estado de excepción e impuso un toque de queda desde las 22:00 hasta las 06:00 del miércoles en las 14 regiones que se ubican entre Arica y Los Lagos. Esto abarca a casi 20 millones de habitantes, o el 98% de la población chilena.

«Se ha comenzado la tramitación que requiere esta declaración y ya esta en su última fase para hacerla efectiva de manera inmediata. Se ha estado preparando los despliegues de las fuerzas que se van a instalar en las distintas regiones con el objeto de garantizar la seguridad de las personas ante la posibilidad de que el corte se extienda durante la noche», dijo Tohá.

Una preocupación central es la falla en las comunicaciones producto del agotamiento de las baterías en las antenas de telefonía celular tras varias horas sin recibir energía. «La demora en la reposición del servicio eléctrico hace que muchos de estos sistemas vayan llegando ya a la hora de autonomía y puedan tener fallas», añadió.

El Coordinador Eléctrico Nacional reportó que a las 15:16 horas se produjo una interrupción del suministro eléctrico desde Arica hasta la región de Los Lagos, provocado por una desconexión del sistema de transmisión de 500 kV en el Norte Chico. Previo a la desconexión, el Sistema Eléctrico Nacional operaba en forma normal, suministrando una demanda de aproximadamente 11.000 MW.

La desconexión se produjo en la línea Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar 2×500 kV, entre Vallenar y Coquimbo. Este incidente provocó la desconexión de ambos circuitos de la línea de transmisión Cardones – Polpaico 2×500 kV, generando posteriormente un corte masivo en el sistema eléctrico nacional. El operador no pudo determinar aún qué provocó las fallas en las líneas de transmisión.

Dificultades para ejecutar un arranque en negro

El problema detrás de la explicación brindada por el CEN es que un evento de estas características (la salida de servicio de todo el parque generador) en un sistema interconectado no puede ser disparado simplemente por la caída de líneas sino por fallas en los automatismos que intervienen para evitar fluctuaciones peligrosas en la frecuencia de la red ante un problema de ese tipo. A esto se suma la extrema lentitud del operador para ejecutar un procedimiento de arranque en negro.

Los sistemas de transporte eléctrico cuentan con sistemas de relés que se accionan habilitando o impidiendo el paso de la energía ante alguna falla, como puede ser la caída de una línea de transmisión, para acomodar la demanda con la oferta eléctrica y así evitar fluctuaciones violentas en la frecuencia de red. La línea Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar transportaba 1800 MW al momento de su desconexión, es decir, un 16% de la demanda nacional en el instante anterior al corte general.

Pero el sistema evidentemente falló a la hora de encapsular el problema (recortar generación o demanda para mantener la frecuencia de red) y el parque generador se detuvo, provocando la falta general de suministro eléctrico. Ante un evento como este en un sistema interconectado, se ejecuta un procedimiento de arranque en negro de la red, que consiste en utilizar unidades generadoras puntuales para energizar segmentos de la red y así ir a un restablecimiento del suministro.

Como ejemplo de esto, basta rememorar el apagón nacional del día del padre en Argentina en 2019. A las pocas horas del colapso del parque generador se comenzó a energizar la red con energía de la represa de Salto Grande, recuperándose entre el 30 y el 40% del suministro nacional eléctrico a las seis horas del comienzo del evento.

En cambio, la demora en Chile para normalizar el servicio y la reacción del gobierno con la declaración del estado de excepción indican que hay problemas para ejecutar un arranque en negro.

, Nicolás Deza

Fundada hace apenas cinco años, Sur Servicios Digitales (SSD) nació como una proveedora de servicios de comunicaciones dedicada a un rubro muy distinto al petrolero: el comercial. La pandemia, los nuevos hábitos de consumo adoptados por las empresas y el gran crecimiento experimentado por la industria energética provocaron un cambio en la dirección de la firma hacia un segmento más exigente, demandante y desafiante para sus directivos.

Oriunda de la ciudad de Neuquén, corazón de la actividad hidrocarburífera argentina que también constituye su centro de atención al país y al mundo, SSD se ha convertido en una compañía emprendedora, con una visión joven y una interesante capacidad técnica y operativa, que tiene como objetivo la excelencia y asume el reto de afianzarse en un sector tan competitivo como el energético.

La misión principal de SSD, al participar activamente de un rubro tan sensible para la industria, estriba en ofrecer tecnología de punta que signifique soluciones durables y confiables para asegurar la satisfacción total de sus clientes, según precisaron desde la compañía. «Esta vocación innovadora ha permitido una rápida expansión de la empresa, que en poco tiempo logró ganarse un lugar y consolidar su presencia en un mercado donde intervienen jugadores de gran trayectoria y renombre», remarcaron.

Desde la empresa indicaron que buena parte del crecimiento de la firma se debe al recurso humano con el que cuenta: técnicos, administrativos y jefes con amplia experiencia en el rubro. Desde SSD remarcan que la capacitación constante y el foco puesto en la persona constituyen verdaderas prioridades para la organización. En el siglo XXI resulta imposible pensar en el éxito de una empresa sin integrar al recurso humano dentro de su fórmula. La suma de intangibles opaca cualquier recurso tangible que se pueda adquirir, señalan.

Gestión integral

Las soluciones de video vigilancia, comunicaciones, cableado estructurado y redes de datos que proporciona SSD se complementan de moda eficiente con una gestión integral en materia de seguridad e higiene para que cada intervención hecha in situ se lleve adelante de manera 100% profesional.

En el ámbito de las radiocomunicaciones, la firma ofrece enlaces de voz VHF/UHF, enlaces de datos P1P/PIMP, radios TETRA, amplificadores para telefonía celular 30 y 4G, radio-bases y handys, antenas, montaje y mantenimiento de enlaces, y estructuras para telecomunicaciones.

Adicionalmente, SSD sobresale en la comercialización, la instalación y el mantenimiento de repetidoras VHF, cámaras de seguridad, equipos de networking, cableado estructurado de redes y servicios de Internet satelital, entre otras soluciones.

, Redaccion EconoJournal

La compañía generadora Ambar Energía pondrá a la central térmica de Uruguaiana y a otras plantas de su portfolio a competir en la licitación de potencia en reserva que el gobierno del Brasil celebrará en junio. Ambar, una empresa del grupo J&F, el conglomerado privado más grande de Brasil, está en conversaciones con productoras en la Argentina para reactivar el suministro de gas a Uruguaiana. En paralelo, la empresa evalúa ampliaciones de potencia eléctrica en sus plantas generadoras usando gas de Vaca Muerta a través de Bolivia, indicaron desde la empresa ante una consulta de EconoJournal.

Ubicada en Río Grande del Sur, en la frontera que separa a las localidades de Uruguaiana en Brasil y Paso de los Libres en la Argentina, la central se encuentra fuera de servicio desde el inicio de 2022 debido a bajos precios de la energía. En la jerga de la industria, Uruguaiana es una central merchant: vende energía en el mercado spot.

Ambar y otras generadoras del Brasil ahora ven la posibilidad de poner nuevamente en marcha unidades a gas que están ociosas. Las empresas competirán en la Licitación de Capacidad de Reserva 2025 (LRCAP 2025) que tendrá lugar el próximo 27 de junio. El Ministerio de Minas y Energía busca la contratación de potencia despachable adicional para atender el crecimiento de la demanda eléctrica hasta el 2030.

La empresa propiedad de J&F planea competir con Uruguaiana en algunos de los productos (renglones) de la licitación que tienen fechas de inicio de suministro entre 2025 y 2028. La empresa esta cerrando términos de compromiso con productoras en la Argentina para despachar gas a la central en algunos de esos renglones. «Probablemente para el 2028, que es cuando habrá capacidad de transporte disponible en Argentina», indicaron desde Ambar a este medio.

Central Termoeléctrica Uruguaiana

La Central Termoeléctrica Uruguaiana de 640 MW de potencia eléctrica es la mayor central termoeléctrica de la región Sur de Brasil y una de las mayores del país. La planta, vendida por la firma argentina SAESA a Ambar en 2021, fue siempre provista con gas a través del gasoducto del Mercosur. Su consumo de gas para operar a pleno es de 2,8 millones de metros cúbicos diarios.

El porfolio de generación total de Ambar es de 2,5 GW de potencia instalada, de los cuales 1653 MW son a gas natural. «Estamos colocando nuestro parque termoeléctrico para participar de la subasta, y la central Uruguaina obviamente es una de ellas», añadieron desde la empresa.

Ampliaciones de potencia

Las generadoras podrán competir en la subasta de potencia presentando centrales existentes, proyectos greenfield e incluso centrales existentes con proyectos de ampliación de potencia. Ambar Energía esta evaluando ampliaciones en sus centrales con la mirada puesta en el gas argentino.

«Nosotros estamos haciendo proyectos también de ampliaciones y en muchos de ellos vimos que sería posible usar gas argentino en tránsito por Bolivia. Ya cerramos varios términos de compromiso con productores argentinos para suministrar a Cuiabá», señalaron desde Ambar, en referencia a la planta termoeléctrica de 529 MW en Cuiabá, en el estado de Mato Grosso.

J&F, con medio pie en Vaca Muerta

Más allá del negocio de generación en Brasil, el grupo J&F que comandan los hermanos Wesley y Joesley Batista también esta ingresando en el negocio petrolero en Vaca Muerta.

J&F compró la petrolera Fluxus a fines de 2023, que contaba con activos en Bolivia. En paralelo a esa operación, Fluxus había firmado un acuerdo con la petrolera Pluspetrol para adquirir la totalidad de los Bloques 1 y 2 y el Bloque Centro del campo Centenário en Neuquén, además del 33% del campo Ramos en Salta. La provincia de Neuquén aún no convalidó la transferencia de los bloques a Fluxus.

J&F además controla MGas, una empresa comercializadora de gas en Brasil que firmó el año pasado un acuerdo de suministro con Tecpetrol. El brazo petrolero del grupo Techint obtuvo de la Secretaría de Energía una autorización de exportación de gas al Brasil en formato interrumpible para suministrar hasta 1,5 MMm3/día desde Fortín de Piedra para MGas.

, Nicolás Deza

El área energética del gobierno está terminando de definir los lineamientos centrales de un proceso licitatorio que se anunciará en las próximas semanas para construir la línea AMBA I, un conjunto de obras en alta tensión que tienen como objetivo robustecer el sistema de transmisión en Capital y Gran Buenos Aires (GBA). A su vez, mientras Energía define los siguientes pasos de ese proceso, el gobierno realizó este martes la audiencia pública para avanzar en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para el segmento de transporte eléctrico que estarán vigentes para el período 2025-2029.

La instancia pública fue presidida por Osvaldo Rolando, interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), quien aseguró que “la audiencia constituye un nuevo paso hacia la restauración de un servicio eléctrico de calidad consolidado por inversiones competentes en un contexto adverso y condicionado por la emergencia del sector energético que declaró el gobierno nacional”.

A su vez, el funcionario aseveró que “el gobierno entiende que la recomposición de tarifas y subsidios constituye una condición ineludible para desandar un camino signado por la subestimación de los costos reales del mantenimiento, optimización y ampliación de la red eléctrica nacional, situación que derivó en planes de inversión limitados y una prestación ineficiente absolutamente vulnerable a exigencias extraordinarias”.

Tarifas de transporte eléctrico

Pablo Tarca, director general de Transener -la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país- participó de la audiencia y aseguró que del año 2002 al 2024 la demanda creció un 117% mientras que el sistema de transporte creció tan sólo un 54%, lo que llevó a que en la actualidad se encuentre fuertemente saturado.

El ejecutivo de Transener explicó que esta situación “implica mayores costos de mantenimiento por el estrés y las exigencias del equipamiento. Un sistema saturado requiere una tarifa acorde para mantener la disponibilidad de equipos que están en servicio y también las ampliaciones para poder reducir los costos de despacho, abastecer el incremento de la demanda futuro, mantener niveles de seguridad y potenciar los desarrollos productivos”.

Frente a esta situación, Tarca solicitó un ingreso de $249.970 millones anuales, a moneda de diciembre de 2023 para la compañía para poder operar y mantener el 100% de las líneas de alta tensión, estaciones transformadoras y demás sistemas asociados a cargo de Transener.

En ese sentido, detalló que el impacto en la factura final para un usuario catalogado como N1 u agrupado en la categoría R1 y R2 (el 75% de los usuarios residenciales se ubican en dichas categorías) sería de $239 y $855, cuyas tarifas finales se ubican cerca de los $12.000 y $37.000 respectivamente. “La incidencia del incremento en la factura mensual del usuario final correspondiente al transporte sería menos del 2%”, precisó Tarca.

Sistema saturado

El representante de Transener indicó que “el financiamiento del incremento nominal de los gatos corrientes de Transener durante los períodos de emergencia económica implicó limitaciones para el financiamiento de inversiones. Mientras que los costos operativos y los salarios no tuvieron incrementos en términos reales”.

También, advirtió que el 35% de las instalaciones del sistema se encuentran en el fin de su vida útil. “Con los ingresos asignados en los últimos seis años no se han podido realizar el 62% de las inversiones necesarias. La recuperación de las inversiones no realizadas requiere de nueve años de inversiones adicionales a las necesarias durante ese periodo”, puntualizó.

Tarca indicó que los ingresos que la compañía está requiriendo son para la normalización de la tarifa de Transener los que permitirán cubrir los gastos de operación y mantenimiento, inversiones, impuestos y lograr una rentabilidad justa y razonable. También, precisó que la solicitud no contempla las ampliaciones del sistema y solicitó una adecuación por cláusula de ajuste mensual automática.

Frente a la saturación del sistema de transporte, el ministerio de Economía tenía definido avanzar a fines de 2024 con la construcción de AMBA I bajo un esquema de ‘estampillado’ que preveía la creación de un cargo fijo para financiar la construcción de la línea, para que los usuarios financien la construcción de la línea de alta tensión AMBA I, una obra clave que generaría una mejora en todo el sistema.

No obstante, funcionarios del área energética referenciados políticamente en el asesor presidencial Santiago Caputo impugnaron aspectos técnicos de esta iniciativa, por lo que el Ministerio de Economía se vio forzado a reevaluar otros esquemas de financiamiento para concretar la obra a fin de liberar los nodos de transporte que están saturados en el Área Metropolitana de Buenos Aires y el sur del Litoral.

, Loana Tejero

La empresa de energías renovables 360 Energy lanzó una nueva emisión de Obligaciones Negociables, clasificada como Bono Verde, por un monto de hasta US$ 10 millones, ampliable hasta US$ 15 millones, para desarrollar proyectos de energía renovable en la Argentina.

“El resultado de la emisión de la Obligaciones Negociables (ON), que tendrá licitación pública el próximo jueves 27 de febrero, será aplicado por 360Energy para financiar sus proyectos en cartera, como los nuevos parques solares fotovoltaicos en las localidades de Colón, Arrecifes, Realicó, Palomar y Córdoba”, informaron desde la compañía.

Emisión

Desde la empresa precisaron que los instrumentos a licitar, ON Bono Verde Clase 5, han recibido la más alta calificación ambiental en la Argentina, con una certificación BV1 (arg) otorgada por la agencia Fix.

“Este nivel de evaluación refleja el riguroso alineamiento de los proyectos de 360 Energy Solar con los estándares internacionales para bonos verdes, asegurando que los fondos se destinen exclusivamente a iniciativas que contribuyan a la lucha contra el cambio climático”, aseguraron.

El 100% del capital de las Obligaciones Negociables será amortizado en un único pago a ser realizado en la fecha de vencimiento. El período de licitación pública tendrá lugar entre las 10:00 y las 16:00 del 27 de febrero de 2025. Además, la tasa de interés fija a licitar tendrá un vencimiento a 30 meses contados desde la fecha de emisión y liquidación, es decir, el 5 de marzo de 2025.

“La calificación de las ON de 360Energy se encuentra respaldada por su sólida posición competitiva. La compañía es un actor protagónico en el sector de las renovables, con un foco estratégico en la energía solar, y cuenta además con flujo operativo estable basado en contratos dolarizados, de largo plazo, con clientes de primer nivel crediticio, lo cual permite garantizar la generación de flujo de fondos. La calificación crediticia A (arg), también por parte de Fix, subraya la solidez financiera de la compañía y la seguridad para los inversores que buscan estabilidad y rentabilidad en un negocio sostenible”, resaltaron desde la firma.

Inversión

360Energy ha colocado más de 120 millones de dólares en Obligaciones Negociables verdes durante 2022, 2023 y 2024. «Nuestra empresa es pionera en el sector de la energía solar fotovoltaica en el país, y nuestro rol es ser protagonistas de la transición energética de la región”, destacó Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy.

A su vez, el ejecutivo aseveró: “Con este nuevo lanzamiento de las ON, calificadas como Bono Verde avanzaremos en el desarrollo y montaje de nuevos parques solares en la Argentina que contribuirán a consolidar el liderazgo e innovación que distingue a nuestro posicionamiento”.

Esta nueva operación de emisión de las ON se realiza con la coordinación de Banco de Valores S.A., Banco de Servicios y Transacciones S.A., Banco de Galicia y Buenos Aires S.A., y Banco BBVA Argentina S.A.

Por su parte, el pool de colocadores está conformado por Banco Comafi S.A., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., PP Inversiones S.A., Industrial Valores S.A., Allaria S.A., Banco Patagonia S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Adcap Securities Argentina S.A., Deal S.A., Banco CMF S.A., e Invertir en Bolsa S.A.

Actividad

360Energy en la actualidad opera 12 parques solares fotovoltaicos en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca, con una potencia instalada total de 250 MW. Además de proveer energía renovable al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través de contratos con CAMMESA, 360Energy abastece de energía renovable a empresas líderes mediante contratos PPA en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), a clientes como Danone, Coto, John Deere, Bridgestone, Dow, Acerbrag, Smurfit Westrock, Holcim Argentina y Stellantis.

A su vez, la empresafue pionera en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía (BESS) asociado a un parque solar a gran escala, ubicado en Cañada Honda en la provincia de San Juan y fue la primera empresa en Argentina en utilizar paneles solares bifaciales.

Alianzas estratégicas internacionales

En 2023, el Grupo Stellantis adquirió el 49,5% del paquete accionario de 360Energy, lo cual permitió a la sociedad potenciar su crecimiento hacia nuevos mercados internacionales. Esta alianza estratégica facilitó el acompañamiento en el plan global de descarbonización y autonomía energética de Stellantis, bajo su estrategia «Dare Forward», que busca alcanzar la neutralidad de carbono (net zero) en 2038.

“Al momento, 360Energy trabaja en más de 15 proyectos solares y de almacenamiento de energía (BESS) en América del Sur, América del Norte y Europa. La proyección de crecimiento le permitirá cuadruplicar su potencia instalada en los próximos cinco años”, finalizaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

Hayden Davis, co-creador de la criptomoneda $Libra cuya lanzamiento derivó en una estafa millonaria que salpica a la gestión de Javier Milei, viajó en noviembre a Neuquén acompañado de Glenn Heard, un empresario vinculado a Donald Trump y a quien presentaba como su tío. El 14 de noviembre del año pasado Heard y Davis partieron rumbo a Neuquén, luego a Salta y finalizaron su raid en Asunción, la capital de Paraguay, tras encabezar reuniones con empresarios argentinos.

La misteriosa gira fue previo al lanzamiento de $LIBRA, que terminó en un escándalo luego de que más de 44 mil personas perdieran el dinero que habían invertido en la memecoin impulsada por David, CEO de Kielser Ventures, y Julian Peh, CEO de KIP Protocol y también implicado en la maniobra que es investigada por la Justicia tanto en la Argentina como en EE.UU.

EconoJournal accedió de forma exclusiva a información que da cuenta que Hayden Davis arribó al aeropuerto Presidente Perón de Neuquén en un avión alquilado modelo Hawker 800XP de matrícula LV-BBG que había despegado en San Fernando. Lo hizo junto a Arturo Osete Herraiz, de nacionalidad española y los norteamericanos Glenn Brooks Heard y Faisal Hassan Ahmed. Además, lo acompañaron el argentino Leandro Martín Aranda y su hermano Marcelo Gastón Aranda. La comitiva buscaba explorar un negocio ligado a Vaca Muerta.

“Representante de Trump”

En noviembre Glenn Heard mantuvo varias reuniones con empresarios argentinos en Buenos Aires. En ese momento, se habría presentado ante el empresariado local como “representante y amigo de Trump”, vínculo que estaría también relacionado con Heard Concrete Construction Corp, una constructora de Heard que se consolidó como contratista del gobierno estadounidense.

Fuentes consultadas por este medio indicaron que Milei se interesó en Hayden Davis cuando supo del supuesto parentesco con Glenn Heard, quien sería medio hermano de su padre Tom Davis. Tanto Hayden Davis como Heard estuvieron en Argentina en noviembre, el 14 viajaron a Neuquén, el 16 rumbo a Salta en el mismo avión y el 17 siguieron hacia Asunción de Paraguay. Según publicó La Nación, el 21 de noviembre Hayden Davis ingresó a la Casa Rosada acompañado por Mauricio Novelli, fundador de la empresa Forum Tech SRL.

Hayden, además, había participado en la creación de la memecoin $MELANIA de Melania Trump, otra criptomoneda que tuvo un destino similar a Libra y que se desplomó un 90% tras su lanzamiento. En este caso también la maniobra fue considerada como un «rug pull«, un modelo de estafa que permite subir el precio de una cripto para luego retirar la inversión.

Incursión en la industria petrolera

En su perfil de LinkedIn, Glenn Heard se define como propietario de múltiples entidades que incluyen la contratación gubernamental, consultoría de contratos con los estados, empresas de construcción, inversiones inmobiliarias, creación de activos digitales, importación y exportación, restaurantes, servicios de eventos corporativos y franquicias. Su principal compañía es Heard Concrete, un gigante de la construcción que comenzó a operar en Virgina (EE.UU) en 1989 y que se encargó de obras militares y civiles, entre otras.

Si bien existe muy poca información disponible acerca de Heard, este medio accedió a documentos que indican que el empresario creó otras firmas como Heritage Contractors, GovCon Group, Heard Contracting, Heard Aggregates, Heard Pumping, HR Innovations y Heard Group. Además, Heard es propietario de la compañía Heard Events y en el sector de alimentos y bebidas posee Skrimp Shack, Eleva Coffee, Tedy Donuts y Sofi’s Table.

En 2019, Heard desembarcó en la industria petrolera con una firma en Singapur: Heard Global Mena dedicada a los negocios y servicios de Oil&Gas con base también en Dubai. Además, creó Heard Group International y Heard-Tamba Senegal, dedicada al comercio de materias primas y la exploración de metales raros en asociación con gobiernos nacionales.

En esta compañía de servicios petroleros nombró como su gerente a Faisal Hassan Ahmed, otro de los estadounidenses que participó de la visita a Neuquén.

Vínculo con Davis

Hayden Mark Davis conoció al presidente Milei en octubre de 2024 para el ForumTech, un evento donde también estuvo presente Julian Peh, CEO de KIP Protocol, también implicado en la polémica de $LIBRA. Davis estuvo acompañado además de su padre y su hermano, Tom y Gideon, que trabajan en Kielser Ventures.
Tras conocer a Davis en octubre, el presidente Milei había dicho a los medios: “Me propuso armar una estructura para financiar emprendedores y generar crecimiento económico. Me pareció una herramienta interesante”.

Viaje a Neuquén

Además de Hayden Davis y Glenn Heard, la aeronave que llegó a Neuquén trajo a su gerente a Ahmed Faisal Hassan quien aparte de trabajar en Heard Global Mena se define como consultor de los principales líderes de gobierno. Según consigna en su sitio web, tiene más de 30 años de experiencia “guiando a profesionales en la creación y gestión de negocios rentables utilizando perspicacia gerencial y habilidades de liderazgo”.

En el viaje también estuvieron presentes los hermanos Leandro y Marcelo Aranda ambos argentinos. Según la información que brindaron fuentes privadas, se dedican a brindar servicios financieros a través de una compañía que formaron en Paraguay en 2022.

Leandro Aranda es ingeniero industrial egresado de la UBA. Trabajó en varias compañías del sector energético donde tuvo cargos ejecutivos. Pasó por Pérez Companc, Socma, la compañía insignia del Grupo Macri, y su último trabajo fue como gerente comercial en Contreras Hermanos, una empresa de origen neuquino dedicada al tendido de ductos para la industria petrolera.En 2022, Leandro renunció a su cargo en Contreras para dedicarse a trabajar junto a su hermano. Según lo que pudo averiguar este medio, además brinda servicios a una importante constructora radicada en Córdoba. EconoJournal intentó comunicarse en numerosas oportunidades con Aranda, sin embargo, no respondió llamadas ni mensajes.

La comitiva se completó con Arturo Osete Herraiz, de nacionalidad española, amigo personal de Hayden Davis y quien oficia como su traductor personal. Con su nombre figura registrada una empresa de servicios audiovisuales en España.

Aún se desconoce si Heard, Davis y los hermanos Aranda lograron concretar algún negocio en Neuquén.

, Laura Hevia

El Juzgado Federal en lo Civil, Comercial y Contencioso Administrativo de San Martín desestimó este viernes los amparos que siete municipios de la provincia de Buenos Aires (Tigre, Hurlingham, Moreno, General Rodríguez, José C. Paz, Ituzaingó y San Martín) que tenían como objetivo declarar inconstitucional la Resolución 267/2024 de la Secretaría de Industria y Comercio del Ministerio de Economía. Se trata de la norma impulsada por el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, que prohíbe incluir el cobro de impuestos y tasas en las facturas de servicios públicos y bienes.

El municipio de Tigre, a través del amparo presentado, había pedido que se mantengan los cobros de la Tasa de Alumbrado en la factura de luz de Edenor y la Contribución Especial por el uso de la red de gas natural, mediante la factura de Naturgy BAN, la compañía que presta servicio en la región. Sin embargo, la Justicia falló a favor del Gobierno nacional al considerar que la resolución es válida ya que no viola la Constitución ni avasalla las autonomías provinciales.

Es por esto que, ante la decisión de la Justicia, la factura final que perciben los usuarios residenciales de Tigre podría reducirse hasta un 5%, como consecuencia de no incorporar cargos municipales.

Impacto

Para un hogar catalogado como R23, que presenta un consumo de 801 a 1000 m3 anuales, el impacto en la factura sería de un 4,7%, es decir, los usuarios tendrían un descuento en su boleta final de $1.420 por mes.

A través del fallo, la Justicia les otorgó a los municipios 90 días para redefinir mecanismos más apropiados e idóneos para cobrar las tasas municipales en forma separada de los servicios públicos contratados por el usuario.

Frente a esto, el ministro de Economía expresó en su cuenta de X (ex Twitter) que “la inclusión de conceptos ajenos a aquellos contratado por el consumidor en las facturas de servicios públicos por parte de municipios y gobiernos provinciales se ha ido transformando en una práctica generalizada”.

También, el funcionario aseguró: “Esta práctica configura no sólo una violación al deber de brindar un trato digno a los consumidores, sino también una clara violación a la libertad de elección”. El fallo judicial dejó expresamente reconocida la validez y legalidad de las normas del Enargas y el ENRE”. 

, Loana Tejero

Camuzzi, una de las mayores distribuidoras de gas natural del país, regresó luego de 20 años al mercado de capitales con el lanzamiento de una primera emisión de Obligaciones Negociables. La compañía logró captar el 100% del monto máximo de emisión fijado en US$ 70 millones, y recibió ofertas por más de US$ 117 millones.

Se trató de una primera emisión de Clase 1 a 24 meses, con una tasa de interés fija nominal anual de 7.95% y pagos semestrales de interés a partir de agosto 2025 y hasta febrero 2027. Esta emisión forma parte de un programa global de Obligaciones Negociables por US$ 200 millones, según informaron.

Juan Manuel Hermelo, gerente de Finanzas, Abastecimiento, Seguros y Mercado de Capitales de Camuzzi, aseguró: “Hemos logrado un importante paso para nuestra compañía. Cuando decidimos volver al mercado con esta primera emisión, buscábamos captar alrededor de US$ 40 millones, pero recibimos ofertas por casi tres veces más de lo esperado. Esto es una clara muestra de las expectativas que hay sobre la compañía y el sector en su conjunto”.

La emisión

El agente organizador de esta emisión fue Macro Securities, y los colocadores, además de la mencionada entidad, fueron Balanz, Facimex, Adcap, Grupo IEB, Banco Mariva y CMF.

“El resultado exitoso de esta emisión le permitirá a la compañía contar con mejores herramientas para potenciar el plan de inversiones trazado en toda su zona de concesión”, concluyeron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

Las compañías generadoras de electricidad de Brasil están afinando las propuestas que competirán en junio cuando el gobierno celebre una gran licitación para la contratación de potencia en reserva. La subasta busca sumar potencia adicional disponible para el período 2025-2030, principalmente termoeléctrica a gas natural. Para su suministro, algunas generadoras apuntan al Gas Natural Licuado (GNL) y también a la importación de gas natural desde Vaca Muerta directamente de la Argentina o indirectamente a través de Bolivia.

El Ministerio de Minas y Energía confirmó a inicio de este año que la Licitación de Capacidad de Reserva 2025 (LRCAP 2025) tendrá lugar el próximo 27 de junio. La industria esperaba la subasta para agosto pasado, pero el gobierno decidió postergarla.

Brasil necesitará un suministro adicional de energía a partir de 2027, según estudios de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) realizados para el Plan Decenal de Expansión Energética (PDE). La EPE prevé que para satisfacer la demanda se necesitarán 5500 MW de potencia adicionales en 2028.

El crecimiento de las energías renovables variables y especialmente de la micro y mini generación distribuida (MMGD) tiende a incrementar la necesidad de potencia despachable en reserva en el sistema en los próximos años. El Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) del Brasil estima que la MMGD trepará a alrededor de 50 GW para el 2029.

Licitación

Con ese diagnóstico de base, una urgencia de mayor potencia despachable en reserva para el período 2025-2030, el MME lanzará una subasta de contratación de centrales térmicas a gas natural y biocombustibles y de centrales hidroeléctricas. La subasta fue estructurada en forma de diez productos con inicio de suministro de electricidad por año entre 2025 y 2030. En la industria estiman que se adjudicarán contratos por al menos 10.000 MW.

En materia de generación a gas natural, las generadoras podrán ofertar centrales térmicas existentes que están sin contrato o proyectos greenfield. El MME informa que alrededor de 5 GW de térmicas a gas están fuera de servicio.

Los contratos para centrales existentes serán por 10 años y los contratos para proyectos greenfield por 15 años. Las empresas también podrán ofrecer centrales existentes con proyectos de expansión de potencia, con contratos por diez años. Solo se aceptarán propuestas con un costo operativo inferior al costo de la central termoeléctrica a gas más cara del sistema.

Las plantas existentes también podrán competir por los contratos de suministro a partir de 2028, 2029 y 2030. En la ordenanza original, las térmicas existentes habían sido limitadas a competir por los contratos con inicio de suministro en septiembre de este año, en julio de 2026 y en julio de 2027.

El gas de Vaca Muerta, en la mira

La licitación de térmicas implica nuevas oportunidades para el gas de Vaca Muerta en Brasil, tras un 2024 activo en la firma de acuerdos de suministro interrumpibles entre operadoras en la Argentina y clientes en Brasil. Las generadoras están manteniendo conversaciones con productoras en la Argentina, la estatal boliviana YPFB, importadores de GNL y productoras domésticas por el suministro de gas para cerrar sus propuestas económicas.

El caso más concreto es el de Ambar Energía, compañía generadora que forma parte del holding J&F, el grupo económico privado más grande del Brasil. Ambar esta en conversaciones con productoras en la Argentina para reactivar la Central Termoeléctrica Uruguaiana.

La creciente disponibilidad de molécula nacional junto con los avances en la reversión del gasoducto Norte y los proyectos para transportar más gas al punto de conexión con Bolivia empujaron a la Secretaría de Energía a autorizar acuerdos de exportación en formato interrumpible. Entre las petroleras autorizadas están TotalEnergies, Tecpetrol y Pan American Energy (PAE).

En paralelo, los gobiernos de la Argentina y el Brasil suscribieron en noviembre un acuerdo para potenciar las exportaciones de gas desde Vaca Muerta. El documento, adelantado en primera instancia por este medio, pone el foco en viabilizar las exportaciones en firme, es decir, no interrumpibles. También hace hincapié en cuáles son los proyectos de gasoductos de interés para llevar más gas argentino al país vecino.

, Nicolás Deza

YPF, la petrolera bajo control estatal, superó su récord de velocidad de perforación horizontal en Vaca Muerta, tras haber realizado 1747 metros sólo 24 horas en el bloque La Angostura Sur. Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, expresó: “Este hito es un reflejo del compromiso, innovación y excelencia de todo nuestro equipo”. Lograron más de una milla de rama lateral perforada en 24 horas con el sistema RSS iCruiseX Motorizado. En julio del año pasado la petrolera había alcanzado los 1.543 metros de rama lateral en 24 horas en esa área.

Desde la empresa explicaron que los principales factores de éxito para lograr este hito estuvieron vinculados a la estrategia de disminución de densidad de lodo, el plan de limpieza de pozo con bacheo “tiro a tiro” y también que no hubo tiempo no productivo en perforación lateral.

En noviembre, el equipo de No Convencional de YPF finalizó la perforación del pozo LLL-1861(h) en Loma Campana, uno de los principales bloques que la compañía que opera en Vaca Muerta, con una rama lateral de 4.948 metros y una longitud total de 8.264 metros. El pozo, que se perforó en un total de 27 días, posee la rama lateral más larga del proyecto No Convencional en la formación.

En base a estos resultados, Marín precisó que “no habría sido posible sin la implementación de la tecnología más avanzada en el Real Time Intelligence Center, que optimiza cada uno de nuestros procesos en tiempo real”. El objetivo de YPF es impulsar el desarrollo de la formación al sur de Loma Campana.

Real Time Intelligence Center

La petrolera inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC) en diciembre, el centro de monitoreo remoto que permite controlar la actividad de los pozos que la compañía tiene en Vaca Muerta, desde la torre ubicada en Puerto Madero.

El centro cuenta con distintas “islas” en las que trabaja un equipo conformado por equipos de ingenieros y geólogos que se encargan de monitorear las variables y observar el trabajo que se está realizando en la cuenca Neuquina en tiempo real. Existe una doble supervisión porque los trabajadores que se encuentran en Buenos Aires están en contacto permanente con el personal ubicado en cada pozo en Neuquén.

Para llevar adelante estos trabajos, la empresa aplica tecnología y física y mide más de 100 variables diferentes, proceso en el cual involucra la Inteligencia Artificial (IA) que permite le optimizar tiempos y tomar decisiones en tiempo real.

, Loana Tejero

The Energy Circle y The Net Zero Circle por IN-VR anunciaron el lanzamiento de la segunda edición del Argentina Energy Week Summit & Exhibition, el evento dedicado a explorar las oportunidades del sector energético en la Argentina. Durante tres días, líderes del sector, inversores, reguladores y empresas globales se reunirán en Buenos Aires para debatir el futuro de la energía en el país y desbloquear su enorme potencial en energías renovables, hidrógeno, biomasa y gas natural.

La Argentina se ha consolidado como uno de los principales productores de energías renovables en América Latina, con más de 5.114 MW de capacidad instalada en energía eólica y solar, y un total de 220 proyectos operativos que aportan 5.961 MW a la matriz energética nacional.

En este contexto, el summit será el espacio clave para analizar las oportunidades en solar, eólica, hidrógeno y almacenamiento energético, así como las estrategias para la transición energética del sector hidrocarburífero, expresaron desde la organización.

¿Qué esperar del Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2024?

Análisis del panorama energético argentino: Perspectivas y tendencias en energías renovables, hidrógeno y gas.

Casos de éxito y avances tecnológicos: Proyectos innovadores como Cauchari Solar Plant, Madryn Wind Farm, Vaca Muerta y LNG export terminals.

Políticas y financiamiento: Incentivos del gobierno, nuevas regulaciones y oportunidades de inversión en el sector energético.

Transmisión y almacenamiento energético: Estrategias para mejorar la infraestructura eléctrica y asegurar la estabilidad del suministro.

Gas y transición energética: El papel del gas natural como energía de transición y su integración con fuentes renovables.

Además, el evento contará con un programa especial dedicado a las compañías de hidrocarburos, abordando temas como gas-to-power, producción en Vaca Muerta, exportación de LNG y captura de carbono (CCS), elementos clave en la estrategia energética del país.

«El Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2024 será la plataforma ideal para generar alianzas estratégicas, compartir conocimientos y construir juntos el futuro energético del país», aseguraron.

Para más información contactarse con luana@in-vr.co

, Redaccion EconoJournal

El gobernador rionegrino, Alberto Weretilneck, exigió este jueves que se cumpla con la ley que impone un 80% de mano de obra local en la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur. Le apuntó directamente a YPF, la petrolera que promovió el proyecto, y al consorcio Techint-SACDE, encargado de su construcción. «Cumplen o se van«, advirtió el mandatario a través de su cuenta de X (ex Twitter). La amenaza llega en medio de las negociaciones que está llevando adelante la provincia con YPF y el resto de las petroleras que forman parte de la iniciativa para que realicen un aporte equivalente al 1% de regalías sobre el precio de venta del crudo que se transportará por ese ducto, tal como adelantó EconoJournal.

«La Ley es clara. El 80% de la mano de obra debe ser rionegrina y el Compre Rionegrino (que establece la prioridad de los comercios de la provincia para la  compra de bienes y servicios) no es opcional. Acá se trabaja con y para los rionegrinos o no se trabaja. No vamos a permitir que pasen por encima de nuestra gente», planteó Weretilneck.

El gobernador se refirió al obrador ubicado en Villa Regina -lugar en el que se construye el oleoducto- y expusó que de los 70 trabajadores que ejercen su labor allí sólo 23 son de la provincia. «Una vergüenza. Mientras tanto, cientos de trabajadores de la UOCRA esperan su oportunidad. Si el Grupo Techint, Sacde e YPF no cumplen la obra se para«, aseguró.

La advertencia de Weretilneck tomó fuerza puesto que la provincia aún debe otorgar una serie de permisos para que el oleoducto – que partirá desde Neuquén hasta Punta Colorada, en las costas de Río Negro- se lleve a cabo.

Cuestión de fondo

El planteó de Weretilneck surge luego de que el mandatario le transmitiera a las petroleras que la provincia quiere cobrar el equivalente al 1% de regalías sobre el precio de venta del crudo que se transportará por el oleoducto. El argumento de Río Negro fue que la provincia no percibe nada de la renta mientras que Neuquén cobra un 12% de regalías y en algunos proyectos un 3% adicional.

Frente a este escenario, la mayoría de las empresas mostró su descontento y plantearon que el Vaca Muerta Sur fue la primera iniciativa de petróleo y gas que aplicó al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que garantiza estabilidad fiscal, al que además adhirió Río Negro.

El 1% de regalías significaría aproximadamente US$ 60 millones por año. Por eso, la provincia pretende obtener una cifra similar y que las empresas hagan una contribución voluntaria con Río Negro.

, Loana Tejero

Hayden Davis, uno de los creadores de la criptomoneda $LIBRA y CEO de Kielser Ventures, una de las empresas involucradas en la estafa que salpica al presidente Javier Milei, viajó a Neuquén el pasado 14 de noviembre acompañado de otras cinco personas en búsqueda de explorar oportunidades de negocios en Vaca Muerta, muy probablemente consolidar un negocio petrolero que estaría ligado a la producción de criptomonedas.

Según información exclusiva que pudo obtener EconoJournal, Davis arribó al aeropuerto Presidente Perón en una aeronave Hawker 800XP de matrícula LV-BBG junto a Arturo Osete Herraiz, de nacionalidad española, quien oficia como su traductor, y los norteamericanos Faisal Hassan Ahmed y Brooks Glenn Heard. Además, lo acompañaron los argentinos Leandro Martín Aranda y su hermano Marcelo Gastón Aranda.

La conexión argentina

Leandro Martín Aranda habría trabajado en varias compañías del sector energético, como Pérez Companc, Socma, la compañía insignia del Grupo Macri, y Contreras Hermanos.

Según fuentes privadas consultadas por este medio, en marzo de 2022 Aranda encaró un proyecto personal en el sector financiero junto con su hermano Marcelo, otro de los integrantes del viaje a Neuquén que realizó Davis. Las mismas fuentes indicaron que Marcelo Aranda está al frente de un negocio financiero con base en Paraguay.

Según indicaron a EconoJournal otras fuentes privadas, la comitiva que acompañó a Davis, que tiene en su poder más de US$ 100 millones aportados por inversores estafados que confiaron en $Libra, la meme coin cuya lanzamiento posteó el Presidente en la red social X (ex Twitter), habría visitado Neuquén con el interés en armar un nuevo negocio relacionado al minado o “mining”.

Tras visitar Neuquén, el 16 de noviembre la aeronave en la que arribó Davis y sus cinco acompañantes partieron rumbo a Salta y el 17 de noviembre viajaron a Asunción del Paraguay, según consignó Infobae. Días después, Davis volvió a Buenos Aires donde junto a Mauricio Novelli —fundador de la empresa Forum Tech SRL— ingresaron a la Casa Rosada.

Qué es el minado con gas

En Neuquén existen actualmente tres empresas dedicadas al minado de criptomoneda utilizando el gas de venteo o flaring, un gas que al no poder ser comercializado, se quema. Desde hace dos años, la posibilidad de reutilizar ese gas para la producción de grandes cantidades de energía a bajo costo, les permitió a los interesados en criptomonedas y el desarrollo de Inteligencia Artificial encontrar en Vaca Muerta un nuevo nicho. La iniciativa, a su vez, les permite a las operadoras petroleras reducir sus emisiones de gases.

Actualmente hay dos “granjas” de minado en yacimientos de Rincón de los Sauces y otra en Loma Jarillosa Este, en cercanías a Añelo. EconoJournal accedió a fuentes de dos de las tres empresas dedicadas al minado con gas que negaron rotundamente su relación con Davis.

La visita de Davis se dio en el marco de una recorrida que incluyó distintos puntos del país y que cerró con la visita al presidente Javier Milei el pasado 30 de enero. Tras el escándalo que vinculó al presidente por promocionar la criptomoneda que se desplomó horas después provocando la peor crisis política que enfrenta la cúpula de La Libertad Avanza.

, Laura Hevia

Europa podría transformarse en un inversor directo en proyectos de gas natural licuados en el extranjero y firmar contratos de suministro de largo plazo. La propuesta forma parte de un plan energético que la Comisión Europea presentará con la promesa de reducir los precios de la energía. De concretarse, Europa buscaría imitar el modelo del Japón de fuerte apoyo estatal para proyectos de GNL.

La Comisión Europea (el poder ejecutivo de la Unión Europea) presentará el 26 de febrero un Plan de Acción para la Energía Asequible. El objetivo declarado es ofrecer una «respuesta rápida y firme que reduzca los costos de la energía en el plazo inmediato y que prepare el sistema energético para el futuro».

El borrador del plan visto por medios europeos propone explorar «la opción de compromisos contractuales a más largo plazo para hacer que los precios sean más estables». Esto podría incluir planes «mediante los cuales la UE y/o los Estados miembros acompañen a los importadores de la UE en la inversión directa en infraestructura de exportación en el extranjero, proporcionando préstamos preferenciales a inversores privados o asegurando derechos de licuefacción de gas».

El texto sugiere que la Unión Europea y/o sus Estados miembro podrían ser co-inversoras en proyectos de GNL. Esto supondría un cambio tectónico en el enfoque europeo sobre la provisión de gas licuado, caracterizado por una visión cortoplacista. Tras la invasión de Rusia en Ucrania, la U.E. habilitó un mecanismo temporal para coordinar compras conjuntas de gas natural con el objetivo de que los importadores puedan negociar mejores precios frente a los oferentes en el mercado spot.

La U.E. ejecutará su próxima ronda de compra conjunta de gas en marzo. Los compradores podrán presentar demandas de entregas de gas o gas natural licuado para el período comprendido entre julio de 2025 y octubre de 2030. La ronda del próximo mes será la última antes de que la plataforma de compra conjunta expire a fines de marzo. La Comisión Europea está trabajando en un plan permanente para reemplazarla.

El modelo japonés

Ahora, la Comisión Europea propondría un nuevo enfoque respecto al GNL, de largo plazo. Incluso cita el «modelo japonés», que consiste de un fuerte respaldo financiero estatal para las inversiones privadas en proyectos de GNL en el extranjero.

Las empresas importadoras de GNL y consumidoras de gas en Japón están entre los principales inversores en los proyectos de gas licuado en los Estados Unidos. También mantienen sus participaciones en proyectos en Rusia, con el aval del poder ejecutivo japonés.

Para facilitar la concreción de los contratos de suministro de largo plazo, claves en el project finance de cualquier proyecto de GNL, el Estado japonés ha instruido a agencias gubernamentales como JBIC o la Organización Japonesa para Metales y Seguridad Energética a proveer inyecciones de capital, préstamos y garantías.

En paralelo, el gobierno también apoya el desarrollo del mercado del GNL en el sudeste asiático y Asia en general. Nippon Export and Investment Insurance (NEXI), la compañía estatal de seguros del Japón, cambió en 2023 su sistema de prestación de apoyo financiero para el comercio de GNL mediante el desarrollo de un nuevo producto de seguro para cubrir las facilidades de préstamos bancarios a corto plazo, con el objetivo de incrementar la liquidez en los mercados de gas natural en Asia.

El desarrollo de estos mercados alternativos constituye un incentivo fundamental para la firma de contratos de largo plazo a medida que las compañías eléctricas del Japón van reduciendo su consumo de gas por la reactivación de las centrales nucleares, reduciendo la incertidumbre sobre el lado de la demanda.

La amenaza de Trump

El potencial giro en el enfoque europeo sobre el suministro de GNL estaría en sintonía con la exigencia del presidente de los EE.UU., Donald Trump, de incrementar las compras de energía a su país o enfrentar el riesgo de nuevos aranceles.

«Le dije a la Unión Europea que deben compensar su tremendo déficit con Estados Unidos mediante la compra a gran escala de nuestro petróleo y gas», dijo Trump antes de asumir el cargo. «De lo contrario, ¡¡¡son ARANCELES hasta el final!!!», añadió.

EE.UU. aumentó un 4,3% sus exportaciones de GNL en 2024 según la firma LSEG. Europa fue el principal destino de exportación, concentrando el 55% de las compras. Europa importó un 19% menos de GNL en 2024, según los datos que recopila IEEFA. Los países europeos que más redujeron sus importaciones el año pasado fueron Reino Unido (47% interanual), Bélgica (29%) y España (28%).

Pese a reducir las importaciones, Europa compró el año pasado más GNL a Rusia con respecto al 2023. La consultora noruega Rystad Energy informó que las compras europeas a Rusia totalizaron 17.8 millones de toneladas de GNL, un nuevo récord.

, Nicolás Deza

YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, designó como nuevo director a Eduardo Rodríguez Chirillo, el ex secretario de Energía durante buena parte del primer año del gobierno de Javier Milei. La compañía lo informó este miércoles con un hecho relevante a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Chirillo fue designado como “Director Titular por las acciones Clase D, con mandato hasta la elección de nuevos directores por la Asamblea de Accionistas”. Reemplazará a Mario Eduardo Vázquez, fallecido a mediados de 2024, según informó YPF.

Rodríguez Chirillo fue secretario de Energía desde el comienzo del gobierno libertario y renunció a mediados de octubre del año pasado “por motivos personales”, según había aclarado el ex titular de Energía en sus redes sociales. Su remplazo en la cartera fue María Tettamanti, actual secretaria energética.

Chirillo es abogado egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA) y vivió en España durante 20 años. Durante la campaña electoral de 2023 encabezó el equipo técnico encargado de elaborar el plan energético de Javier Milei.

, Redaccion EconoJournal

Santiago Caputo, el hasta ahora asesor estrella del presidente Javier Milei, quedó en el ojo de la tormenta luego de que se filtrara el video sin editar de una entrevista que el mandatario le concedió a la señal TN en la que se lo ve interrumpir para que se vuelva a grabar un fragmento referido al escándalo de la criptomoneda $Libra. Horas después el vocero presidencial, Manuel Adorni, reveló que el propio Milei cuestionó el accionar de Caputo, dando lugar a múltiples especulaciones sobre su futuro. Desde el Ejecutivo, dejaron trascender que va a continuar en su cargo, pero aún no está claro si verá recortado su poder, el cual le permitió designar desde mediados del año pasado personas de su confianza en posiciones estratégicas del área energética, en especial en la conducción de Enarsa, Cammesa y Nucleoeléctrica Argentina.

Mario Cairella, vicepresidente de la estratégica Cammesa, la  compañía que administra el Mercado Mayorista Eléctrico) juega abiertamente con Caputo en la interna del área energética, tal como viene publicando EconoJournal. El funcionario cuestionó el esquema de financiamiento diseñado por Energía para construir la línea de alta tensión AMBA I y en base a esos informes críticos Caputo tomó la decisión de congelar la iniciativa   Además, Cairella criticó abiertamente las reformas en el sector eléctrico que impulsan Daniel González y María Tettamanti, que centralmente proponen descentralizar la gestión y avanzar en una recontractualización de los segmentos de generación, transporte y distribución.

El poder de Santiago Caputo también se extiende a la empresa estatal Energía Argentina S.A.(Enarsa). En septiembre del año pasado designó como presidente y vice a Tristán Socas y Marcelo Corda. Socas es un ingeniero industrial recibido en el ITBA que luego se especializó en finanzas en la London Business School y llegó con la instrucción de avanzar con la privatización de la compañía. Enarsa administra una agenda compleja de temas como la importación de gas desde Bolivia y de Gas Natural Licuado (GNL), la construcción de plantas compresoras del Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), el contrato con la china Gezhouba por la instalación de las dos represas hidroeléctricas en Santa Cruz y la propiedad de las represas hidroeléctricas del Comahue, cuyos contratos originales de concesión ya finalizaron.

Corda, que además se viene desempeñando en los hechos como gerente general de la compañía, promovió la incorporación de Sergio Viana, un ex ejecutivo de Techint con más de 20 años de experiencia en el segmento de construcción de grandes proyectos de infraestructura, para negociar con la empresa china Gezhouba la reactivación de la construcción de las represas de Santa Cruz.

Caputo también tomó el control del área nuclear a través de la designación de Alberto Lamagna como nuevo presidente de Nucleoeléctrica Argentina. Además, nombró como directores a un grupo de jóvenes libertarios sin experiencia en el sector, como Emiliano Giana, hermano de Guido Giana, un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que migró a las filas de La Libertad Avanza, y Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas. Ambos funcionarios reportan además a Diego Chaher, quien está al frente de una Agencia de Transformación de Empresas Públicas e integra el círculo de confianza de Caputo.

A su vez, Lamagna puso como vicepresidente de Dioxitek al físico Ernesto Kirchuk, quien apenas asumió comenzó a facturarle a la empresa nuclear 3,5 millones de pesos mensuales en concepto de “honorarios por servicio de asistencia tecnológica”. 

, Redaccion EconoJournal

La empresa mexicana Metalmecánica Especializada del Golfo SA
(MEGSA) dio inicio a la etapa final de la construcción de dos tanques de almacenamiento de petróleo en la ampliación III de Puerto Rosales. Este avance, llevado a cabo mediante su subsidiaria MEGSA IESAU, permitirá incrementar la capacidad total de almacenamiento de crudo en 100.000 m³.

Las pruebas hidráulicas de los tanques comenzaron el 11 de febrero. Se trata de un proceso clave para garantizar la hermeticidad y seguridad de las instalaciones.  “Los tanques, que cuentan con una capacidad de 50.000 m³ cada uno, se distinguen por ser los primeros de su tipo en la Argentina que incorporan domos de acero auto soportables, destacando la innovación y el diseño avanzado que caracterizan a la empresa mexicana”, destacaron desde la firma.

Ampliación estratégica

La ampliación del Puerto Rosales no sólo se limita a la construcción de estos tanques, sino que también incluye un muelle offshore, diseñado para manejar el tráfico de crudo de grandes buques petroleros como los VLCC (Very Large Crude Carrier) y los buques Panamax/Suezmax, optimizando así las operaciones de carga y descarga de petróleo.

Frente a esta obra de infraestructura, desde la compañía aseguraron que “MEGSA IESAU es un jugador clave en esta expansión del muelle que tiene como objetivo convertir a Puerto Rosales en el principal puerto exportador de crudo de la Argentina y optimizar la conexión del país con los mercados internacionales”. Se estima que el puerto podría alcanzar una capacidad de exportación de 310.000 barriles de crudo diarios en los próximos años.

El proyecto de ampliación está vinculado al Proyecto Duplicar Plus, liderado por Oldelval, que busca aumentar el transporte de crudo desde el yacimiento de Vaca Muerta hacia el puerto. La finalización de estas obras está programada para el primer trimestre de 2025, con el propósito de responder a las necesidades del mercado y asegurar la eficiencia operativa en un contexto de creciente producción de petróleo en la Argentina.

Implicaciones para el futuro

La construcción de los tanques y el muelle offshore serán clave para el desarrollo estratégico del país y para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta. La obra no sólo potenciará la capacidad de almacenamiento y exportación de crudo, sino que también fortalecerá la posición de la Argentina en el mercado global de petróleo, advirtieron desde MEGSA.

“Con esta inversión significativa, MEGSA, en colaboración con OTAMERICA, está sentando las bases para un futuro energético más robusto y competitivo, alineado con las expectativas de crecimiento del sector en los próximos años”, concluyeron.

, Redaccion EconoJournal

El sector logístico se prepara para enfrentar nuevos desafíos con inversiones en infraestructura, digitalización y eficiencia operativa. En este contexto, CIMC Wetrans -el holding global especializado en sistemas de construcción modular, depósitos modulares y contenedores- se propuso como objetivo posicionarse como un actor clave en la transformación del mercado. Frente a ese escenario, Romina Parquet, Founder y CEO de la compañía, destacó la importancia de la infraestructura para el crecimiento del sector y la apertura al comercio exterior.  «La infraestructura siempre ha sido una prioridad para nosotros. En 2022 inauguramos nuestros propios depósitos nacionales y adquirimos flota de camiones. En 2023, seguimos invirtiendo con la compra de terrenos para showrooms en Neuquén y Salta. Ahora impulsamos la apertura al comercio exterior como un camino hacia la excelencia«, detalló.

En esa línea, Parquet celebró las políticas de apertura y aseguró: “Estas medidas eliminan barreras que impedían la importación de muchos de nuestros productos y servicios. La competencia que propone el gobierno nos exige mejorar constantemente y nos impulsa a destacar a nivel mundial».

Frente a la gran demanda de infraestructura y servicios impulsada por los sectores energético y minero, CIMC Wetrans decidió expandir su presencia en el interior del país. «Es clave que las provincias también tengan una apertura similar para que el desarrollo tecnológico no se vea restringido», remarcó la ejecutiva.

Posicionamiento

En los primeros días de diciembre, la firma abrió nuevas oficinas en Neuquén y Salta con personal local con el objetivo de dar respuesta a los proyectos corporativos y visualizar los requerimientos de los proyectos de Oil&Gas y minería. Estas oficinas se sumaron a las que la compañía posee en Córdoba y Buenos Aires, lugar desde el cual la empresa gestiona el almacenamiento, fraccionamiento de pedidos, embalajes y la distribución de mercadería en un plazo de 24 horas.

Además de la infraestructura, otro eje clave para la compañía durante este año estará centrado en la digitalización. «Nuestra operación está soportada por un sistema WMS que permite a los clientes acceder en tiempo real a su inventario y a todos los movimientos de sus productos», afirmó la CEO.

Este software, integrado con plataformas de e-commerce y sistemas empresariales, permite optimizar la gestión logística global de la firma, asegurando una operación ágil y eficiente, lo que resulta clave para los distintos proyectos de la industria energética,  informaron desde la empresa.

Perspectivas 2025

“Para CIMC Wetrans, la confianza y la eficiencia son pilares fundamentales es por esto que ofrecemos soluciones llave en mano que simplifican la fabricación, transporte, importación y nacionalización en un lapso de tres meses. Esto nos permite garantizar tiempos de entrega y costos optimizados», señaló Parquet.

Esto es así ya que dentro de las soluciones que brinda la empresa se destacan la construcción modular a partir de módulos o edificios modulares que apuntan a transformar zonas desérticas en ciudades 100% operativas.  También, la construcción personalizada permanente o transitoria a partir de módulos desmontables para proyectos que demanden campamentos.

“Con inversiones estratégicas como las que venimos desarrollando, innovación tecnológica y un enfoque en la excelencia operativa, CIMC Wetrans reafirma su compromiso con el desarrollo del sector logístico argentino y su proyección internacional”, concluyó la CEO de la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La compañía noruega Equinor contrató al Bank of America (BofA), uno de los principales bancos de inversión del planeta, para desprenderse de los activos que posee en Vaca Muerta. Se trata de su participación en el área Bandurria Sur, un bloque de shale oil operado por YPF, que posee un 40% del capital accionario del campo, del cual Equinor es propietaria de un 30% y el 30 restante se encuentra en manos de Shell; y de Bajo del Toro Norte, otra área operada por YPF, de la cual la compañía nórdica es dueña del 50%. Así lo indicaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí. Ante la consulta de este medio, desde Equinor evitaron realizar comentarios.

Tal como había anticipado EconoJournal en enero, algunas compañías internacionales, como Equinor y TotalEnergies, lanzaron procesos formales para sondear el interés del mercado en áreas en la ventana de crudo de Vaca Muerta. Esta situación puso en evidencia el interés de las petroleras con accionistas locales (Vista, Tecpetrol, Pampa Energía, Pluspetrol, Pan American Energy, CGC, entre otras) de ampliar su presencia en la formación no convencional, al mismo tiempo que existe cierta retracción por parte de compañías internacionales de incrementar sus inversiones en función de que aún no están resueltas las restricciones cambiarias que aquejan desde hace año al país. «Existen millones de dólares atrapados en la Argentina por los dividendos que las empresas no pudieron girar a sus casas matrices en los últimos 10 años. Quizás sea momento de hacer un cash out (una venta) y recuperar parte de ese dinero», analizó un alto directivo de una petrolera.

Negociación

Lo concreto es que el Bank of America empezará a recibir en las próximas semanas las ofertas de las empresas interesadas en sus activos en Vaca Muerta. YPF cuenta con el derecho de preferencia o first refusal —ROFR, por sus siglas en inglés— para igualar la mejor oferta recibida por las áreas e imponerse en el desempate, situación que deja a la petrolera bajo control estatal en una posición ventajosa para encarar la negociación.

El año pasado Equinor perforó el pozo exploratorio offshore Argerich en el Mar Argentino ubicado en el bloque 100 de la Cuenca Argentina Norte (CAN 100) y no encontró indicios de hidrocarburos. También, encaró un proceso de venta de activos en el que le cedió el 35% de sus áreas offshore de la Cuenca Austral cercanas a Tierra del Fuego a YPF y otro 25% a la Compañía General de Combustibles (CGC), la petrolera de Corporación América, que es presidida por Hugo Eurnekián. 

Sin embargo, este proceso de venta llevado adelante por el BofA en Vaca Muerta no contempla la venta de las concesiones offshore que posee la compañía en la Argentina, sino que sólo tiene potestad para vender las áreas Bandurria Sur y Bajo del Toro, por lo que su participación en el offshore continuará.

, Loana Tejero

Matcom, empresa líder en soluciones de infraestructura para redes de datos, concretó un acuerdo de exclusividad con EXWAITI, un integrador de información de redes. “El acuerdo es clave en nuestro objetivo de ofrecer tecnología de última generación. Esta alianza nos permite integrar una plataforma innovadora, que centraliza información vital para optimizar los procesos operativos. Al sumar esta poderosa herramienta a nuestra oferta, fortalecemos la capacidad de nuestros clientes para enfrentar los desafíos del entorno digital”, comentó Fernando Garavatti, presidente de Matcom.

Alianza estratégica

EXWAITI permite gestionar varias redes en forma simultánea y en tiempo real. Integra análisis, visualización georreferenciada y gestión de proyectos en una única plataforma a la que se accede de forma ágil y sencilla desde dispositivos móviles y desktops.

Este integrador de información de redes consolida los datos de diversas fuentes y asegura que todos los usuarios accedan a una versión actualizada de la red con cambios en tiempo real para una gestión precisa e integral.

Además, posibilita la integración con otros sistemas y sensores, y es altamente flexible para adaptarse a los requerimientos de distintos tipos de industrias, por ejemplo, en redes de fibra óptica, gas, agua y saneamiento, cámaras y zonas de seguridad, ciudades y municipios, y en el sector energético, entre otros.

, Redaccion EconoJournal

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó a los mercados que sus reservas probadas y estimadas (P1) de petróleo y gas, al reflejaron un aumento interanual del 18%, al 31 de diciembre de 2024, totalizando los 375.2 millones de barriles por día (MMboe). A su vez, las adiciones a las reservas P1 fueron 82.2 MMboe, con un índice de remplazo de reservas de 323 por ciento.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, detalló: “Durante 2024 aceleramos la actividad en nuestro hub de desarrollo en Vaca Muerta. El crecimiento en nuestras reservas probadas, junto a un robusto índice de reemplazo, y 15 años de vida de reservas refleja la calidad de nuestro acreage y nuestra habilidad como operadores para entregar valor de largo plazo a nuestros accionistas».

Producción

Durante el cuarto trimestre del año pasado, la compañía reportó una producción diaria promedio de 85.276 boe/d, un aumento del 17% respecto al trimestre anterior, impulsado por la puesta en producción de 25 pozos nuevos que se conectaron entre mediados de agosto y principios de diciembre del año pasado.

Desde la empresa precisaron que gracias a esto “Vista cumplió con los objetivos de producción que fueron anunciados al mercado en el mes de abril del año pasado”.

La producción total de 2024 fue de 69.660 boe/d, un incremento del 36% año contra año y la de crudo fue 60.418 bbl/d, en 2024, reflejando un incremento interanual del 39%. “Durante el año pasado, Vista continuó acelerando su plan de desarrollo en Vaca Muerta lo que le permitió poner en producción 50 nuevos pozos”, remarcaron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

La empresa de energías renovables 360 Energy y el Consorcio Alto Gualtallary -una sociedad de viñedos en Mendoza-, a través de sus administradores LGE Grupo Consultor,  firmaron un PPA (acuerdo de suministro de energía) por un total de 3 GWh anuales durante los próximos 60 meses. Con este acuerdo, el Consorcio cubrirá el 65% de su demanda energética, lo que a su vez le permitirá robustecer su estrategia de reducción de emisiones de carbono.

El volumen de energía contratado equivale a 1.350 toneladas de CO2e que no se emitirán a la atmósfera cada año. De esta forma, se garantizará que la producción vitivinícola se lleve a cabo con un menor impacto ambiental.

El suministro de energía renovable provendrá principalmente del Complejo Solar La Rioja, operado por 360Energy. Este complejo integra los parques solares fotovoltaicos La Rioja I, II y III, recientemente puestos en funcionamiento. Como fuente complementaria, se aprovechará la energía generada por el parque solar Cañada Honda IV, ubicado junto a Cañada Honda I. Este parque es reconocido por ser el primer parque solar a gran escala instalado en la Argentina cuando 360Energy lo inauguró en 2012.

«Este hito marca el primer contrato de energía renovable firmado por el Consorcio, reafirmando el compromiso del consorcio con la sostenibilidad y la transición hacia fuentes de energia limpias», destacaron desde las compañías.

El consorcio

El Consorcio Alto Gualtallary está conformado por 40 parcelas en 2,5 hectáreas. La energía generada por 360Energy será el recurso energético necesario para el funcionamiento de las bodegas Zuccardi, Norton, Familia Millán, Riccitelli, y un hotel de la cadena Marriott. «El Consorcio destinará la energía para abastecer un proceso fundamental: la extracción de agua para regar los viñedos», precisaron.

Energía renovable

Desde LGE remarcaron: «Seleccionamos a 360Energy como su primer proveedor de energía renovable gracias a su sólida trayectoria y liderazgo en el mercado. A través de los programas Genren, RenovAr y MATER, 360E es una de las empresas más activas en el sector solar fotovoltaico».

También, precisaron que la elección estuvo basada en el entendimiento por parte de la empresa de las necesidades específicas que poseen como consorcio vitivinícola. «Este acuerdo es el primer paso de una transformación que impulsará nuestra competitividad y reducirá nuestra huella ambiental», expresó Ariel Embiglio, portavoz de LGE, administrador del Consorcio.

Sostenibilidad

Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos de 360Energy, aseguró: «Estamos orgullosos de ser parte del camino hacia la sostenibilidad del. Consorcio Alto Gualtallary, un gran proyecto en marcha que representa lo mejor de la tradición vitivinícola argentina».

El ejecutivo agregó que «este acuerdo no solo refuerza nuestro liderazgo en el mercado, sino que también refleja la confianza de las empresas en nuestra capacidad para entregar soluciones energéticas sostenibles, confiables y escalables«.

360Energy, que en la actualidad opera seis parques solares en el país, celebró este acuerdo como una muestra del creciente interés del sector privado por la adopción de energias renovables. «Con esta alianza, Consorcio Alto Gualtallary, LGE Grupo Consultor y 360Energy demuestran que la unión entre la tradición y la innovación puede ser un motor para el cambio. Estas organizaciones se comprometen a seguir avanzando en sus objetivos de sostenibilidad y a promover un futuro más limpio y respetuoso con el medio ambiente», concluyeron desde las empresas.

, Redaccion EconoJournal

Directivos de los principales productores de petróleo de la cuenca Neuquina se reunirán este martes en la torre de Puerto Madero de YPF para tratar un inesperado reclamo planteado por el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, que podría complicar la continuidad del principal proyecto de infraestructura que tiene por delante la Argentina.

Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur que partirá desde Neuquén hasta Punta Colorada, en las costas de Río Negro, cuya construcción demandará entre US$ 2500 y US$3000 millones y permitirá transportar hasta 550.000 barriles por día. La iniciativa es impulsada por YPF, PAE, Pluspetrol, Vista y Pampa Energía. Además, podrían sumarse Chevron y Shell, que tienen hasta fin de mes para confirmar.

El mandatario patagónico formuló hace 10 días un planteo que descolocó a las empresas que integran el megaproyecto, uno de los primeros en ser presentado bajo el paraguas del RIGI, el régimen de promoción de inversiones creado por el gobierno de Javier Milei para incentivar desembolsos en el sector hidrocarburifero. Hubo una primera reunión el viernes en la que no se pusieron de acuerdo y este martes volverán a reunirse.

Qué pide la provincia

Weretilneck les transmitió a las petroleras que la provincia quiere cobrar el equivalente al 1% de regalías sobre el precio de venta del crudo que se transportará por el oleoducto. El argumento provincial es que Río Negro aportará el puerto y la licencia social, pero no percibe nada de la renta, mientras que Neuquén cobra un 12% de regalías y en algunos proyectos un 3% adicional.  

La mayoría de las empresas no quiere avalar este reclamo. Sostienen que Vaca Muerta Sur fue la primera iniciativa de petróleo y gas que aplicó al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que justamente garantiza estabilidad fiscal y al cuál adhirió Río Negro. Además, los directivos de las compañías están molestos con el gobernador porque afirman que no hizo ningún planteo cuando se estaba decidiendo la ubicación del proyecto y lo hace ahora cuando la obra ya está lanzada, la construcción adjudicada al consorcio Techint-SACDE y buena parte de los materiales comprados.

Allegados a la provincia patagónica remarcaron a EconoJournal que, si debido al RIGI no se puede cobrar un nuevo tributo, pues entonces la intención es negociar un acuerdo voluntario en el que las petroleras se comprometan a hacer una contribución a la provincia. Es importante recordar que la provincia todavía tiene que otorgar una serie de permisos para que el oleoducto se concrete y esos permisos van a servir como prenda de cambio en la negociación.

El 1% de regalías equivale a aproximadamente US$ 60 millones por año. Por lo tanto, la intención es obtener una cifra cercana a ese monto. “La provincia no va a gravar el proyecto de LNG que está mucho más justo en términos de rentabilidad, pero en este caso es diferente porque la exportación de petróleo es un negocio mucho más rentable”, aseguraron a EconoJournal.

El reclamo de Río Negro llega cuando las petroleras vienen negociando con Neuquén desde hace un año un aporte adicional para financiar obras de infraestructura. Esa situación les genera un problema adicional porque las empresas saben que si ceden ante una de las provincias deberán ceder ante la otra. Es por ello que buscan acordar en tándem para cerrar ambos frentes de conflicto a la vez.   

, Nicolas Gandini

Pluspetrol llegó a un acuerdo con Weatherford para adquirir el set de fractura de la multinacional de servicios petroleros e integrar su operación en Vaca Muerta.

La petrolera argentina se quedó en octubre con los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta, incluyendo la operación de Bajo del Choique, una de las áreas con mayor potencial en cuanto al desarrollo de shale oil.

Como parte de ese proceso de expansión concretó ahora la compra de la totalidad de los activos vinculados con el Servicio de Fractura de Weatherford Argentina, incluyendo el set de fractura y las bases operativas asociadas.

El set de fractura se usa para crear y mantener abiertas fracturas en la roca, permitiendo que el petróleo o gas atrapado fluya hacia el pozo y sea extraído. Incluye equipos de alta presión que inyectan los fluidos en la formación rocosa, el sistema de válvulas que distribuye el fluido a los pozos, los tanques de almacenamiento que contienen agua y aditivos, los camiones sisterna para transportar los fluidos y la arena de fractura y la unidad de monitoreo que controla la operación en tiempo real.

El acuerdo, que se hará oficial en las próximas horas, contempla el traspaso de la totalidad del personal del servicio de fractura. Además, fuentes cercanas a la negociación aseguraron a EconoJournal que se respetarán todos los compromisos comerciales asumidos con clientes y contratistas. Weatherford, por su parte, continuará proveyendo tecnologías y servicios en Argentina.

Pluspetrol actualmente es la cuarta empresa operadora de producción de petróleo del país, detrás de YPF, PAE y Vista, con cerca del 6% del total de la oferta local. A su vez, en diciembre ejecutó su opción para ser accionista del oleoducto Vaca Muerta Sur junto con YPF, PAE, Vista y Pampa Energía.

, Redaccion EconoJournal

La secretaría de Energía publicó la convocatoria abierta destinada a la contratación de centrales de almacenamiento de energía eléctrica. Tal como anticipó EconoJournal en diciembre, el objetivo es sumar 500 MW de capacidad en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires.

La convocatoria nacional e internacional, denominada “Almacenamiento GBA -AlmaGBA” y oficializada a través de la resolución 67/2025, contempla una inversión estimada de 500 millones de dólares y un plazo de ejecución que podría variar entre 12 y 18 meses, menos de los 24 meses que demanda una central de generación.

El valor máximo de adjudicación definido en el anexo de la norma es de US$ 15.000 por MW-mes. Ese precio es inferior a los US$ 18.000 dólares contemplados en la licitación TerConf que había lanzado el gobierno de Alberto Fernández para sumar generación y que la gestión de Javier Milei dejó sin efecto. En TerConf se preveía además una remuneración adicional de 10% por algunos nodos críticos saturados que necesitaban más ingreso por generación e incluso había otro adicional de US$1000 por MW-mes para otros proyectos. Por lo tanto, en algunos proyectos el precio trepaba a los US$ 20.800 por MW-mes.

El menor precio actual tiene que ver con que las condiciones macroeconómicas mejoraron. Por lo tanto, la tasa de descuento de los proyectos es más baja y el costo de financiamiento también debería ser menor. Además, en el gobierno consideran que el precio de las baterías va a ir bajando.

“El objetivo es garantizar un suministro eléctrico más confiable y eficiente, especialmente durante los picos de demanda”, aseguró la cartera que conduce María Tettamanti a través de un comunicado.

Cambia el comprador

Los contratos de almacenamiento se realizarán con las distribuidoras Edenor y Edesur y contarán con el respaldo de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) como garante. Esta es una novedad porque si bien la compulsa la realiza CAMMESA la empresa mixta que se encarga del despacho de energía, ya no será el el offtaker (es decir, el comprador) como sucedió en los últimos 20 años con distintas licitaciones para ampliar el parque de generación eléctrica (resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017 y RenovAr, entre otras).

Lo que se busca es que el proceso para instalar baterías sea la punta de lanza para propiciar la recontractualización entre privados (distribuidoras y generadores) a fin de reconstituir el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

“Tras décadas de desinversión y descapitalización, el sistema eléctrico argentino enfrenta serios desafíos en términos de infraestructura y capacidad de respuesta. Esta licitación de baterías de última generación (BESS, por sus siglas en inglés) marca un cambio de paradigma, priorizando la inversión privada y la innovación tecnológica para resolver problemas estructurales”, remarcaron desde Energía.

, Redaccion EconoJournal

El Congreso sobre Descarbonización de la industria del Oil & Gas (DECARBON 2025) ha concluido en Berlín, el corazón del desarrollo de la visión verde en Europa. El programa de negocios de dos días se centró en CCUS para un futuro con bajas emisiones de carbono, tendencias y tecnologías de descarbonización en el sector del petróleo y el gas, mantenimiento predictivo para reducir las emisiones, entre otros.

Uno de los aspectos más destacados del Congreso fue una mesa redonda sobre H2 Rainbow, en la que se profundizó sobre el papel del hidrógeno a la hora de impulsar el camino energético hacia las emisiones netas cero. Esta sesión incluyó debates sobre la estandarización del diseño y la ejecución de proyectos para plantas de hidrógeno renovable a gran escala, la implementación de proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) y tecnologías avanzadas de captura de carbono destinadas a reducir la intensidad de carbono en la producción de hidrógeno.

Soluciones

Una visión notable provino del Dr. Christoph von dem Bussche, director general de GASCADE Gastransport GmbH, quien compartió la integración de las redes de hidrógeno terrestres y marinas como columna vertebral fundamental para combinar electrones y moléculas en los esfuerzos de descarbonización de Europa. El ponente destacó la importancia del Mar del Norte como región clave, rica en recursos eólicos y bien posicionada para la producción de hidrógeno.

En ese sentido, afirmó: “La región ofrece varias ventajas, incluidos importantes proyectos de infraestructura energética marina como AquaDuctus. Sin embargo, el desarrollo de esta infraestructura enfrenta desafíos legales, financieros, técnicos y espaciales”.

Otros ponentes en la sesión fueron Anna Jabloniec-Grüger, Jens Wulff, Javier Fernández de la Fuente, Alexandra Vertlyugina y el Dr. Marc Scherle.

Las salas de sesiones del segundo día estuvieron abarrotadas y uno de los puntos principales fue la mesa redonda centrada en la descarbonización en el sector downstream, que abarcó temas críticos como la gestión del agua para la eficiencia energética, la integración de la producción de combustibles electrónicos y los avances en las tecnologías de biorrefinería.

El Dr. Matthias Schwab, director de Sostenibilidad y Desarrollo Global de Nuevos Negocios de BASF Process Catalysts, destacó la importancia de las tecnologías catalíticas en el cambio de la industria química hacia la seguridad ecológica. «Hoy en día, al menos el 80% de los procesos en la industria química requieren el uso de catalizadores. Para la transición energética, existe una necesidad urgente de nuevas tecnologías de proceso y, en consecuencia, también de nuevos materiales catalíticos», afirmó, subrayando el papel de los catalizadores para permitir la transición energética.

Entre los ponentes de este panel se encontraban representantes de MolAquaTech GmbH, XRG Technologies, ElinOil S.A., OMV Downstream GmbH y Verbio SE.

Optimización de la huella de dióxido de carbono

La agenda concluyó con un panel de cierre centrado en la circularidad en todas las corrientes, que abarcó temas críticos como la optimización de la huella de Co2, el camino de los gigantes energéticos hacia el cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad de la UE, las tecnologías y los métodos para medir el progreso de la descarbonización.

Uno de los oradores principales, Peter Irlam, especialista en modernización de Sulzer, realizó una presentación sobre la transformación de equipos industriales obsoletos. Hizo hincapié en la importancia de renovar equipos industriales ineficientes o poco confiables en lugar de reemplazarlos: «Al optimizar el rendimiento de los activos de alta energía, como las bombas de inyección de agua o las bombas de exportación de petróleo, se puede volver a operar en su rango preferido, donde ofrecen eficiencia y confiabilidad con costos de funcionamiento más bajos».

El panel finalizó con Olga Shemberkas, directora de proyectos de BGS Group, pronunciando unas palabras de clausura y agradeciendo a los delegados, patrocinadores y socios por sus contribuciones y participación.

Además, el Congreso contó con una zona de exposición dedicada donde Novatech AS, Siemens AG, Böhmer GmbH, ITT Bornemann GmbH y otros mostraron su solución innovadora y los últimos avances.

DECARBON 2025 proporcionó información sobre los cambios previstos en el mercado, fomentando la colaboración e impulsando los esfuerzos hacia los objetivos de sostenibilidad de la industria. La próxima edición del evento se celebrará los días 9 y 10 de febrero de 2026 en Vösendorf, Austria, destacaron desde la organización.

La agenda del DECARBON 2026 ya se encuentra disponible en este link.

, Redaccion EconoJournal

El Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía anunció el lanzamiento de una nueva edición del Programa de Formación de Líderes Energéticos (PFLE), que iniciará el 13 de marzo de 2025 y tendrá una duración aproximada de 4 meses, informó la representación de la entidad en el país.

Este programa, que se realizará de forma virtual a través de la plataforma Zoom, se llevará a cabo todos los jueves y el cuarto martes de cada mes, de 18:30 a 21:30 horas (UTC -3).

El Comité Argentino es el capítulo local del Consejo Mundial de Energía (WEC, por sus siglas en inglés), una organización no gubernamental que reúne a representantes de gobiernos, empresas y organizaciones de todo el mundo.

Su objetivo es promover el desarrollo sostenible de la energía, humanizando el rol de ésta y poniendo a las personas en el centro de la transición energética. A través de su red global, el WEC busca garantizar que la energía esté disponible y sea accesible para todos, favoreciendo la implementación de políticas energéticas justas y eficaces.

Un programa de estas características contribuye a generar líderes en el sector al proporcionar conocimientos técnicos especializados, desarrollar habilidades de gestión y fomentar la innovación. Permite a los participantes comprender a fondo las tecnologías emergentes, la regulación y las mejores prácticas, otorgándoles una ventaja competitiva. Fomenta la innovación y el pensamiento crítico, promueve el desarrollo de soluciones sostenibles y la adopción de nuevas tecnologías que transformen el sector energético.

Cada jornada de clases incluirá presentaciones por parte de docentes seguidas de espacios para intercambio y preguntas, promoviendo un ambiente de aprendizaje interactivo. Los participantes deberán cumplir con una asistencia mínima del 80% para acceder al examen y obtener el certificado correspondiente.

Para más información, los interesados pueden visitar el sitio web. Contacto: Comité Argentino de Energía / email: programadeformacion@cacme.org.ar.

, Redaccion EconoJournal

La Argentina cuenta con minerales críticos como el litio y el cobre que resultan fundamentales para el proceso de transición energética. El país posee diversos proyectos que presentan un gran potencial y que serán clave para la electrificación y la electromovilidad. Frente a este escenario, el uso de la tecnología y la Inteligencia Artificial (IA), sumado a prácticas sustentables, resultan fundamentales para impulsar el desarrollo y mejorar los niveles de productividad. Accenture, la compañía dedicada a la consultoría estratégica, servicios tecnológicos y externalización, ha incorporado recientemente prácticas mineras basadas en IA y sostenibilidad en clientes en Chile, Brasil y Perú con el objetivo de agilizar los tiempos y garantizar la seguridad de los trabajadores. Gracias a esto desde la firma proyectan un futuro auspicioso para la Argentina con la incorporación de prácticas similares para aprovechar los recursos existentes.

En diálogo con EconoJournal, Sebastián Feldberg, líder de Industry X en Accenture, y Belén Arce, la gerente senior de Sustentabilidad de la compañía, dieron cuenta de los diferentes lineamientos que siguen las compañías del sector minero para incorporar prácticas mineras sostenibles, con foco en el cuidado del ambiente. También, cómo trabajan para integrar factores ambientales, sociales y de gobernanza (ESG, por sus siglas en inglés) sobre los que aplican diversas tecnologías, gracias al trabajo mancomunado con la empresa, para optimizar los procesos productivos a lo largo de toda la cadena de valor.

Feldberg indicó que “ahora se desarrolla la actividad minera con mucha tecnología para poder optimizar los procesos, pero también los recursos. Es importante comunicar y ser transparentes porque existe el miedo de la gente de perder su trabajo. La IA no va a eliminar puestos de trabajo, pero es necesario reconvertirse. Por eso, nosotros junto a las empresas del sector con las que trabajamos, debemos ayudar a la comunidad a que pueda hacerlo. No trata sólo de darles empleo”.

El representante de Accenture ejemplificó que el uso de la tecnología en las operaciones puede ayudar a desarrollar el litio a través de la implementación de agentes de IA, que ya se utilizan en otros lugares y que no van a reemplazar a los operarios, ingenieros, pero que sí los van a ayudar a mejor los estándares. Se trata de programas que pueden interactuar con su entorno para realizar tareas y alcanzar objetivos. Los humanos son quienes establecen los objetivos, pero los agentes de IA deciden cómo alcanzarlos.

En esa línea, Feldberg comentó un caso en el que trabajó la empresa en Chile sobre el que se aplicó la IA para detectar cuellos de botella en la cadena de valor. Allí, desde Accenture, implementaron diferentes modelos para analizar los diversos parámetros que permitieron dar recomendaciones sobre el seteo de las plantas mineras u otras sugerencias vinculadas a una baja en la velocidad de la molienda de las piedras que contienen los minerales.

Según lo que comentó el ejecutivo de Accenture, en sistemas más avanzados, estas recomendaciones se dirigen directamente a los sistemas de producción y desde allí los trabajadores ajustan los parámetros. “En ese estadio no hay intervención humana, pero hay sí supervisión, por eso son importantes los operarios. Los agentes de la IA dan recomendaciones rápidas, son copilotos”, remarcó.

El rol de la minería

Por su parte, Arce se refirió a la actividad minera y destacó que “la minería es un actor clave en la lucha contra el cambio climático. Tiene un rol en poder transformar la matriz energética de un montón de ciudades, siempre que hablemos de una minería responsable para garantizar el bienestar de los trabajadores y de las comunidades”.

En cuanto al trabajo de la empresa y el empleo de nuevas tecnologías en la industria afirmó que hoy existen “herramientas que se usan en minería para identificar consumos de energía, agua y cuestiones de preservación del ecosistema. Cuando uno encara un proceso minero debe entender qué flora y fauna existen en el territorio, y la tecnología puede ayudar para realizar monitoreos de forma satelital, capacitar a los trabajadores y proteger el ecosistema«.

“Nosotros implementamos una plataforma para poder entender toda esa información y cómo todo eso se puede transformar para ir en consonancia con los lineamientos internacionales. Si no hay información es muy difícil garantizar esa transparencia. La gobernanza y la forma en la que se comunica de manera tecnológica es fundamental y acá nuestro expertise es clave”, advirtió Arce.

También, la referente de Accenture explicó que las evaluaciones ambientales que se realizan en la industria de forma periódica se han sofisticado en el último tiempo y que demuestran que la responsabilidad de hacer una producción o inspección carbono cero es igual de importante que la protección de los colaboradores y que para eso la tecnología va a ser fundamental para acompañar en esos desafíos.

Aplicación de tecnología en Latinoamérica

Feldberg contó que participó de la puesta en marcha de un centro de operación remota en Chile en un proyecto que se ubica a 60 kilómetros de Santiago desde el cual se opera toda la cadena de valor completa, desde la mina hasta el puerto. En esa línea, detalló que este centro se tuvo que realizar porque existían muchos problemas en relación con la optimización. “Esto va a empezar a venir acá y es algo que trasciende a las industrias. Ya lo vimos con el Real Time Intelligence Center que inauguró YPF», remarcó.

“Con el centro que inauguramos se pudo captar más talento y además esto ayuda a dejar de exponer a la gente a los riesgos. Es un ambiente inclusivo. Antes las personas estaban distanciadas, ahora trabajan al lado y se obtienen mayores resultados. Allí luego se incorporó la IA para mejorar los resultados. Se logró una mejora en la calidad de vida, pero hubo desafíos en cuanto a lo que es la gestión del cambio, pero eso también es importante incorporar tecnología”, consideró el líder de Industry X de Accenture.

¿Cuáles son los desafíos?

Respecto a los desafíos que deberán sortear las empresas mineras – y las del sector energético en general- Arce aseguró que desde la mirada ambiental tendrá que ver con lograr la conexión en las operaciones y poder desarrollar la economía circular. “Se debe entender el rol que los residuos mineros tienen no sólo en su propia huella de producción, sino también sobre en las comunidades”, explicó.

Como segundo punto, la gerente senior de Sustentabilidad marcó el sostenimiento en el tiempo de la licencia social y el diseño de programas educativos y de salud a fin de “poder dar habilidades para que la comunidad pueda participar de la industria y de la cadena de valor siendo proveedor. También, tener un reporte más sofisticado, auditado y cada vez más preciso. Establecer espacios de diálogo y conversación constante con la comunidad. No es sólo enviar una nota y volver en el año. Hay que saber cuáles son los intereses puntales de la comunidad”, afirmó.

Feldberg advirtió que una de las cuestiones que se debe resolver para impulsar el desarrollo y adoptar todas las soluciones que mejoren los procesos es la infraestructura, puesto que aseveró que aún hay operaciones en el norte de la Argentina que siguen trabajando con diésel porque no están interconectadas a la red de electricidad.

“Tiene que haber un plan del gobierno para que existan otras soluciones. Hay informes que dicen que la minería en unos cinco o siete años puede exportar US$ 47.000 millones, pero esto requiere talento y mucha infraestructura. Las inversiones empiezan a aparecer con el RIGI. Sin embargo, tiene que existir un plan de infraestructura para energía. Parte de nuestro rol es cómo nosotros ayudamos a articular con nuestros clientes para que haya acuerdos entre las empresas para abastecer de energía”, planteó el ejecutivo de Accenture.

Por último, se refirió al trabajo de la empresa en la Argentina y exhibió que existen muchas sinergias. “Hace dos años que estamos trabajando para ver cómo podemos avanzar y posicionar al país. Comenzamos a hacer alianzas con las empresas de construcción y tenemos un plan estratégico que consiste en crecer, en capacitar personas. Estamos proyectando abrir oficinas en las locaciones más importantes para la industria minera en la Argentina. Esto es un hecho, apalancado desde la sustentabilidad con todo lo que aprendimos en África, en Mongolia, para brindar todo lo que sabemos”, finalizó.

, Loana Tejero

El Sindicato del Petróleo y Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz continúa con el paro por tiempo indeterminado que anunció el miércoles para intentar forzar la salida definitiva de YPF de la provincia. “Hace más de un año que estamos esperando que se vayan. No los queremos más en Santa Cruz”, expresó el titular del gremio, aseguró el secretario general del gremio, Rafael Güenchenen.

El sindicato responsabilizó a YPF por la crisis que atraviesa la actividad en la provincia luego de que la compañía controlada por el Estado nacional anunciara su decisión de irse de Santa Cruz para concentrarse en Vaca Muerta. “Si ya tomaron la decisión de irse, que lo hagan rápido. No queremos esta YPF que solo genera desocupación”, disparó Güenchenen.

“Hace más de un año fuimos responsables porque entendíamos que era una discusión donde se ponía el juego de la actividad, donde no queríamos complicar la situación; porque también son los yacimientos más grandes y son los yacimientos que más aportan a las arcas de la provincia y de los municipios, que es con lo que pagan salarios. Fuimos responsables, esperamos. Pero acá ya no va más. No hay más tiempo. Hace un año nos dijeron ustedes que se querían ir”, remarcó. YPF avanzó las últimas semanas con un proceso de readecuación de su estructura operativa de las áreas que opera en Santa Cruz. Son campos maduros con costos de desarrollo que están por encima de los que puede absorber el negocio. A raíz de eso, la petrolera bajo control estatal puso en marcha un programa de retiros voluntarios y jubilaciones que redujo la dotación de personal en las áreas en unos 1700 trabajadores tanto propios como especialmente de empresas contratistas de servicios.

Quienes podrían reemplazar a YPF

EconoJournal informó el mes pasado que en el esquema de salida que se negocia con el gobernador Claudio Vidal es central el rol de CGC, la petrolera que conduce Hugo Eurnekian, el principal productor de hidrocarburos en el flanco norte de la provincia. Motorizada más que nada por un movimiento defensivo para evitar que un retiro caótico de YPF derive en una descomposición total que arrastre al resto de los jugadores del sistema petrolero en la provincia, CGC lidera una mesa de negociación que incluye a otros actores privados que tiene interés en los yacimientos.

La estrategia prevé que en un solo movimiento, que se materializará a través de un decreto firmado por Vidal, YPF traspasará a CGC todos sus bloques que posee en la provincia agrupados en cinco clúster de campos. Sin embargo, la petrolera de Corporación América sólo conservará la operación de uno de ellos, conformado por Cañadón León y Meseta Escondida. Los cuatro clústers restantes serían transferidos a otras compañías, entre las que figuran Patagonia Resources, Crown Point, Roch e Ingeniería Alpa.

, Redaccion EconoJournal

La Facultad de Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires y la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLYF) firmaron el martes un convenio para difundir el programa de actualización sobre Energía y Desarrollo Económico que se dictará de modo virtual en esa casa de estudios entre marzo y julio de 2025, los martes y jueves de 18:30 a 20:30 horas.

Por parte de la FATLYF participó su secretario general, Guillermo Moser, acompañado por Juan Miranda, director de FUNDALUZ XXI. El dirigente gremial destacó la iniciativa, señalando la necesidad de profundizar la formación y los conocimientos en el funcionamiento de un sector central para la economía nacional.

Por su parte, el subsecretario de maestrías de la Facultad de Ciencias Sociales, Emanuel Porcelli, celebró el acuerdo alcanzado resaltando la importancia de la participación activa de los trabajadores del sector en las actividades de formación impulsadas por la universidad pública.

Objetivos del curso

El propósito del programa de actualización es abordar los conceptos básicos que explican el funcionamiento y desarrollo del sector energético en sus distintas etapas históricas, y su relación con las condiciones de desarrollo económico y social. Se propone estudiar la organización del sector energético en la Argentina durante el siglo XX, puntualizando en los desafíos económicos, regulatorios y de infraestructura que se presentan en la actualidad. En este sentido, se reflexionará sobre el desempeño reciente del sector energético local y su impacto en el desarrollo de la economía nacional y de la sociedad, destacando los cambios implementados en la organización y regulación de la industria eléctrica y los hidrocarburos.

Adicionalmente, se propone realizar un repaso sobre las tendencias globales del sector durante las últimas décadas, destacando especialmente el proceso de transición energética y las alternativas abiertas tanto nacionales como regionales, lo cual permitirá debatir sobre escenarios deseables en el mediano y largo plazo.

A lo largo de la cursada se abordarán los elementos técnicos fundamentales que hacen al funcionamiento tanto de la producción de los hidrocarburos como del sector eléctrico en la Argentina, con el objetivo de que los/as alumnos y alumnas tomen conocimiento sobre el funcionamiento básico sectorial relacionado con las distintas técnicas de producción de hidrocarburos, las distintas fuentes de generación de energía eléctrica y las características de la matriz energética local en la actualidad y en las distintas etapas de la historia reciente.

Plantel docente

El programa de especialización cuenta con la coordinación académica de Federico Basualdo, ex subsecretario de Energía Eléctrica durante la presidencia de Alberto Fernández.

El plantel docente estará integrado además por Mariano Barrera; Nuria Mendizabal; Víctor Bronstein; Esteban Serrani; Sebastían Bonetto; Mariela Koremblum; Francisco Nercesián, Amparo Posse, Nicolás Malinovsky, Gabriel Ledrand, Miguel Rechimuzzi, Alejandro Estevez, Miguel Marquez, Gustavo Delbon y Sergio Vázquez, entre otros.

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial resaltó que durante diciembre de 2024 la producción aumentó un 4% respecto al mes anterior. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa que también hubo crecimiento del 21%. El acumulado del año para este mes refleja valores negativos, cayendo un 2%, afectado por todos los subsectores.

A su vez, la reseña elaborada por la CIQyP® indicó que las ventas locales presentaron similares caídas del 9%, tanto en la variación intermensual (de acuerdo a las empresas dado el menor volumen y precios de venta) como en la interanual. En cuanto al acumulado del año, también se observó una baja.

Las exportaciones

En el caso de las exportaciones, en el informe realizado por la Cámara se observaron caídas del 16% respecto a noviembre 2024. En cuanto a la variación interanual se destacó un aumento importante, del 85%, favorecido por los subsectores básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos. El acumulado del año está en un 40 % arriba, ayudado por todos los subsectores. Los datos proporcionados corresponden a las empresas que informan al reporte de la CIQyP® y no a la totalidad del sector, con lo cual la balanza comercial del sector es diferente a la que se deriva de los datos reportados.

Durante diciembre de 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 6,89% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 0,37% en las importaciones y del 9,04% en las exportaciones.

La producción

Por su parte, el relevamiento de la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), indicó que la producción cayó con respecto a noviembre de 2024; mientras que tanto interanualmente como en el acumulado del año creció un 16% y un 5%, respectivamente. Por su parte, las ventas locales presentaron números negativos en las 3 variaciones: mensual, interanual y acumulada. En tanto, las exportaciones presentaron una suba del 50% interanualmente; pero sendas caídas respecto al mes anterior y en el acumulado del año.

En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante diciembre de 2024 tuvo un uso promedio del 65% para los productos básicos e intermedios y del 89% para los productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante diciembre pasado, alcanzaron los 293 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.842 millones en todo el año 2024.

Con relación a los datos otorgados por el informe mensual y último del 2024, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que «los datos del sector representan las mismas tendencias de la industria en general, con algunos datos alentadores en producción, pero aún con datos preocupantes en ventas internas pero una mejor tendencia de las exportaciones. Sin embargo, somos optimistas con respecto al año 2025, ya que los productos químicos y petroquímicos son esenciales para el sector industrial en general”.

, Redaccion EconoJournal

La delegación de Neuquén de la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (Uocra) de Neuquén encabezó este jueves una protesta que impidió el ingreso al yacimiento Sierra Barrosa -que opera YPF- en reclamo porque se cumpla el cupo 80/20 que establece que se priorice la contratación de personal de Cutral Có y Plaza Huincul en las obras que se realizan en esa zona.

La medida de fuerza fue contra la empresa AESA, subsidiaria de YPF, y terminó con incidentes que enfrentaron a piedrazos a distintas facciones del gremio de la construcción cuando impedían el paso de los transportes que llevaban a los trabajadores. En medio del conflicto, la otra facción del gremio -liderada por Juan Carlos Levi- denunció a la subsecretaría de Trabajo una retención de tareas motivada por la violencia ejercida desde el otro bando.

En conversación con EconoJournal, el secretario general de Uocra Neuquén, Victor Cárcar, afirmó que “el cupo pactado no se respeta nunca. Sobre los oficiales especializados no tenemos problemas, pero a los ayudantes los tienen que sacar de la comarca”. El sindicalista aseguró que, a pesar de lo pactado, la empresa contrata personal desde otras zonas de Neuquén, lo que derivó en la protesta de este jueves, que se levantó luego de que AESA los convocara a una reunión para el próximo lunes.

Neuquén mantiene la construcción

Cárcar atribuyó el conflicto a una situación puntual y remarcó que, diferencia de lo que sucede en otras zonas del país, en la provincia la ocupación en la construcción es muy buena gracias al impulso que Vaca Muerta le da a la actividad: “En la parte civil tenemos mucha ocupación. En la ciudad de Neuquén se construye un edificio al lado del otro. Actualmente tenemos 20.000 trabajadores ocupados de los cuales 12.000 están en la ciudad y unos 7 u 8.000 en el petróleo”.

Con respecto a la actividad petrolera, afirmó que “hay una baja en los yacimientos que se ha notado en los últimos meses”. Cárcar sostuvo que esta caída tuvo que ver con que algunas obras que proyectaban las operadoras petroleras aún no comenzaron, pero estimó que la situación se revertirá a principios del segundo semestre de este año. En este sentido, comentó que “sabemos que una de las grandes obras será en Los Toldos II Este”, dijo en relación al yacimiento de Tecpetrol donde se proyecta emplear a unas 3.000 personas y agregó que también tienen en la mira el desarrollo que Pampa Energía planea en Rincón de Aranda.

“Las expectativas con el sector petrolero son buenas, aunque las obras se están corriendo de lugar. Vaca Muerta necesita transporte y los trabajos que se vienen están del lado de Río Negro”, sostuvo luego en referencia a la segunda etapa del oleoducto Vaca Muerta Sur y los proyectos para exportar Gas Natural Licuado (GNL).

En este contexto, señaló que aún así no les preocupa el impacto que esto pueda tener en la provincia debido a que el personal calificado es muy demandado: “Ahora estamos terminando el tramo del VMOs que llega a Allen y sabemos que para la segunda etapa se necesitará mano de obra calificada que está en Neuquén”.

Protesta en Río Negro

A la par que la delegación de Neuquén protestaba en Sierra Barrosa, la seccional de Río Negro lo hacía en los puentes carreteros que unen Neuquén con Cipolletti. Cárcar comentó que, pese a la cercanía, la situación en la provincia rionegrina es mucho más compleja debido al parate en la obra pública: “No hay rutas ni grandes obras”, expresó.

Por su parte, Juan Garrido, secretario general de Uocra Río Negro, afirmó en declaraciones radiales que “venimos castigados. Hemos perdido más de 100 mil puestos de trabajo en el país sin obra pública. Hay desocupación, incertidumbre y compañeros que no pueden jubilarse al no poder completar sus aportes”.

Según el último informe elaborado por Indec sobre los indicadores de la construcción a nivel nacional, el acumulado de los doce meses de 2024 presentó una baja de la actividad del 27,4% respecto al 2023. En cuanto a los puestos de trabajo, registraron una caída del 13% en el mismo período.

, Laura Hevia

Nucleoeléctrica Argentina finalizó una de las primeras tareas del proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I. La empresa generadora informó que se completó el vaciado del núcleo del reactor, lo que habilitará el despliegue de nuevas tareas dentro del recinto. El proyecto permitirá que la central sea más segura y más eficiente, con ciclos de operación más largos.

El vaciado del reactor finalizó el domingo 2 de febrero. Los 241 elementos combustibles fueron retirados del reactor tras 126 días de trabajo, lo que arroja un promedio de 1,9 elementos retirados por día. Cada elemento tiene una longitud de 5,3 metros. Los elementos fueron alojados en la pileta de enfriamiento dentro de la zona radiológicamente controlada.

Tras el vaciado se podrá proceder con la descontaminación de radiación dentro del circuito primario del reactor, el próximo hito o gran tarea obligatoria importante en el proyecto. Para esta tarea se contrató a la empresa francesa Framatome. Los técnicos de Framatome arribarán al país en los próximos días y la tarea comenzará el 1 de marzo.

Mientras tanto, la empresa avanza con las obras de ampliación del acceso a zona radiológicamente controlada que permitirán el flujo cómodo del personal necesario durante las etapas más exigentes del proyecto.

Más segura y eficiente

Atucha I salió de servicio el pasado 29 de septiembre al finalizar su primer ciclo de operación de cincuenta años. El proyecto en curso incluye la ejecución de 41 tareas obligatorias para garantizar su operación segura y conforme a las exigencias de la Autoridad Regulatoria Nuclear. Al mismo tiempo, se realizarán 251 subproyectos que incrementarán la eficiencia de la central, de los cuales 78 ya se han finalizado.

Las mejoras propuestas permitirán proponer la extensión del intervalo entre paradas de mantenimiento, que se espera pase de 12 a 18 meses. Esto reduciría la demanda sobre los sistemas de seguridad y mejoraría la continuidad operativa, elevando el factor de carga actual al 88%.

La globalidad del proyecto, que incluye la extensión de vida del reactor de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), demandará una inversión equivalente a US$ 673 millones. La parada técnica actual tiene una duración estimada de 30 meses.

, Nicolás Deza

Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, amplió su participación en el sector minero al convertirse en el mayor accionista de AbraSilver Resource, empresa a cargo del proyecto de oro y plata Diablillos, ubicado en Salta, y del desarrollo de cobre La Coipita, en San Juan.

La generadora eléctrica amplió su peso en el sector minero a través de su subsidiaria Proener S.A.U. que ahora posee el 9,9% de la participación en AbraSilver, empresa que cotiza en la Bolsa de Canadá.

Central Puerto cuenta con 14 plantas de generación de energía de diversas tecnologías en el país y con una capacidad instalada de 6.703 MW cubre el 20,13% del mercado. La generadora había ingresado al sector minero en 2024 con la adquisición de una parte menor del proyecto Diablillos (donde también desembarcó el gigante canadiense Kinross Gold valuado en US$ 45.000 millones). También acaba de ingresar al negocio del litio con una inversión en el proyecto Tres Cruces (3C) en Catamarca.

Oro, plata y cobre

El proyecto Diablillos es 100% propiedad de AbraSilver y es uno de los desarrollos más relevantes de oro y plata del país. La compañía “completó recientemente una exitosa colocación privada alcanzando un total de US$ 58,5 millones en financiamientos, destinados a acelerar el avance del proyecto, con especial objetivo de realizar el Estudio de Factibilidad y llegar a 2026 en condiciones de comenzar la construcción de la planta”, destacó Central Puerto en un comunicado.

Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, señaló que «esta inversión reafirma nuestro compromiso con el desarrollo de la minería en la Argentina y consolida nuestro objetivo de posicionarnos como un actor clave en la producción de metales preciosos. Al aumentar nuestra participación accionaria, respaldamos el crecimiento de este proyecto y contribuimos al desarrollo económico de la región. Diablillos representa una oportunidad única para la región y nuestra empresa, ya que cuenta con reservas de oro y plata de alta ley y un potencial de producción significativo».

“Central Puerto ha avanzado en su estrategia de diversificación hacia el sector minero con inversiones clave en proyectos estratégicos. En 2024, ingresó al capital de AbraSilver, fortaleciendo su presencia en el sector de metales preciosos. Posteriormente, amplió su participación en la industria del litio con la adquisición de una importante participación accionaria en la empresa 3C Lithium, propietaria del proyecto Tres Cruces en Catamarca”, afirmó la generadora.

Además, Central Puerto lanzó un ambicioso proyecto para abastecer de electricidad a la producción de litio en el Noroeste Argentino (NOA), mediante la construcción de la línea de interconexión eléctrica al sistema eléctrico argentino consolidando una alianza con YPF Luz.

, Redaccion EconoJournal

Pampa Energía lideró el segmento de generación eléctrica durante 2024 y se consolidó como la empresa privada que más energía generó. Según informó Cammesa, el año pasado la firma entregó al sistema un total de 21.743.200 MWh, a través de sus nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, destacó: “Este logro es resultado del gran trabajo de todo el negocio de generación de Pampa, que hacen que nuestras plantas tengan grandes índices de confiabilidad, eficiencia y disponibilidad”.

El ejecutivo precisó que estos números representan  el resultado de las inversiones que realiza Pampa año tras año para sumar capacidad instalada.

Energía generada

El aumento en la energía generada fue posible, entre otros factores, porque en 2024 la compañía inauguró el Parque Eólico Pampa Energía VI en la localidad de Bahía Blanca, según precisaron a través de un comunicado.

El parque cuenta con una potencia de 140 MW y demandó una inversión de 260 millones de dólares.

En la actualidad, Pampa opera 5.472 MW de potencia de generación y desde 2018 es la empresa privada que más energía genera en la Argentina.

, Redaccion EconoJournal

Hugo Cabral, un empresario argentino fundador de Capetrol, una pequeña compañía petrolera, se asoció con un Xtellus Capital Partners, un fondo con base en Nueva York que es dirigido por ejecutivos del ex VTB Capital, uno de los principales bancos rusos, para adquirir dos activos hidrocarburífero de Enap Sipetrol en el país.

Cabral y Xtellus Capital Partners crearon la empresa Oblitus Internacional, controlada por el fondo de inversión y constituida en Gran Bretaña, para firmar el contrato de adquisición de la participación de Sipetrol, filial local de la petrolera estatal chilena, en Magallanes, un bloque offshore ubicado en la cuenca Austral, y Campamento Central, un campo ubicado en Chubut.

Oblitus se comprometió a pagar US$ 41 millones por los dos activos. A fines de enero, desembolsó un anticipo del monto acordado. El resto se abonará recién cuando se perfeccione la operación y el comprador consiga la aprobación del traspaso de las concesiones petroleras por parte de los estados provinciales de Chubut y Santa Cruz. Ese proceso podría extenderse durante varios meses, en particular porque implicará regularizar documentación que acredita la titularidad de una de las dos áreas, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la operación.

Cabral es un abogado con más de 30 años de experiencia en la industria de Oil&Gas. Tras pasar varios años en Capsa, una de las principales operadoras independientes de la Argentina, Cabral fundó Capetrol, una pequeña compañía que entre 2017 y 2019 tomó la explotación de yacimientos en la cuenca del Golfo San Jorge (Sarmiento, Río Mayo y José Segundo en Chubut). La firma enfrentó problemas financieros en los últimos años al no poder cumplimentar en tiempo y forma su programa de Obligaciones Negociables (ON).

Xtellus Capital Partners es un fondo —con foco en el trading de activos—  cuya primera línea está integrada por directivos con pasado en el VTB Capital Bank, un banco de inversión de Rusia. Su CEO es Paul Swigart, que está flanqueado por Stephen Zak y Pavel Lvov.

A dos bandas

Si consigue la autorización de las autoridades de aplicación provincia, Oblitus pasará a operación Magallanes, un campo offshore en la cuenca Austral, que produce unos 400 metros cúbicos (m3/día) de petróleo que exporta desde la terminal de Punta Loyola y alrededor de 1,5 millones de m3/día de gas natural, según datos del IAPG. Se trata de un campo ubicado en el estrecho homónimo con complejas condiciones climatológicas de operación. Enap Sipetrol adeuda, además, el desmantelamiento  (decommissioning) de una vieja plataforma de explotación en el mar que lleva décadas en actividad. Ese trabajo, que deberá concretarse en los próximos años, podría demandar decenas de millones de dólares.

A su vez, Oblitus se quedará con el 50% de Campamento Central, un área que era operada por YPF en Chubut, que recientemente fue transferida a Pecom, que se quedó con el otro 50% del paquete accionario de ese bloque. La empresa del grupo Perez Companc posee el derecho de preferencia (first refusal o ROFR, por sus siglas en inglés) para adquirir la participación de Sipetrol en el campo, pero no es seguro que ejecute esa opción. El esquema con el que Oblitus y Enap valorizaron los activos incluidos en la operación es curioso: acordaron que el precio de compra del 50% de Campamento Central asciende a más de US$ 37 millones, mientras que Megallanes fue ponderada con una cifra mucho menor, de alrededor de US$ 4 millones, según indicaron a este medio dos fuentes privadas sin contacto entre sí.

“La forma en que se valorizaron los activos parece una estrategia artificial de Oblitus para poder negociar con Pecom con un mayor poder de negociación. Pecom pagó a YPF US$ 25 millones por la operación y el 50% de Campamento Central. Veremos si está dispuesto a pagar más que ese precio por el otro 50%”, explicó un directivo que participó del proceso que realizó Enap Sipetrol.

, Nicolas Gandini

La empresa minera McEwen Copper, del grupo canadiense McEwen Mining, presentó la solicitud de adhesión del megaproyecto de cobre Los Azules al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones de Argentina (RIGI). Lo hizo a través de la subsidiaria Andes Corporación Minera, que lleva adelante el megaproyecto de cobre ubicado en la provincia de San Juan.

El desarrollo de Los Azules implica una inversión estimada de US$ 2.700 millones, de los cuales US$ 227 millones son los que la minera canadiense presentó bajo el RIGI “para completar el estudio de factibilidad, realizar exploraciones adicionales y trabajos preliminares a fin de lograr que el proyecto esté listo para iniciar la construcción”, informó McEwen Copper.

Además, la compañía estima una inversión adicional de US$ 2.500 millones para la fase de construcción de la mina y las instalaciones de producción como una ampliación futura del proyecto RIGI.

Una vez que la autoridad apruebe la adhesión de Los Azules al RIGI, “el proyecto tendrá acceso a varios beneficios, incluyendo una reducción del 35% al 25% en la tasa de impuesto a las ganancias corporativas, alivio del pago del impuesto al valor agregado durante la construcción, exención de los derechos de exportación y exclusión de la obligación de ingresar el resultado de las exportaciones al país, además de estabilidad por 30 años y acceso a arbitraje internacional en caso de disputas”, añade el comunicado de la minera.

En 2026, McEwen Copper estima comenzar la construcción, que tendrá su fase masiva en 2027 y 2028. El objetivo es alcanzar la primera producción de placas de cobre industrializado en la Argentina a partir de 2029.

Robert McEwen, presidente y principal propietario de McEwen Mining, destacó: «Argentina vuelve a abrir sus puertas a la actividad empresarial. La introducción del RIGI proporciona tanto estabilidad como incentivos para las inversiones en infraestructuras a gran escala. Así lo demuestran las recientes e importantes transacciones en el sector minero de Argentina, todas ellas destinadas a mejorar el nivel de vida de los argentinos y a ofrecer una rentabilidad razonable a los inversores”.

Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper, y gerente de Los Azules, agregó que «el proyecto es uno de los 10 proyectos de cobre más importantes por el volumen de sus recursos y viene realizando avances sustanciales en los últimos años. La reciente aprobación del permiso medioambiental para la construcción y explotación marca un hito significativo. El RIGI representa un avance clave para Argentina, puesto que mejora el acceso al capital para la ejecución de proyectos vitales de infraestructura, incluyendo Los Azules”.

, Redaccion EconoJournal

El avance de la gasificación y de la electrificación del transporte automotor en China comienzan a ponerle un techo a su demanda de petróleo crudo. Las importaciones de crudo cayeron el año pasado tras tocar un récord en 2023. Viene aumentando considerablemente la venta de coches eléctricos y de camiones con motores impulsados con gas natural o eléctricos.

Un reporte publicado por la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés) destaca que China importó 11,1 millones de barriles por día en 2024. Es una pequeña merma respecto del récord de 11,3 millones de bpd importados en 2023. Por otro lado, el reporte estima que el país consumió 16,3 millones de bpd de petróleo y otros combustibles líquidos y que su producción nacional de petróleo crudo promedió 4,3 millones de bpd.

Las refinerías procesaron 14,2 millones de barriles diarios, una merma respecto de los 14,8 millones diarios procesados en 2023. La EIA destaca entre los motivos una caída neta en el consumo de combustibles para el transporte automotor. Los datos mensuales de la Oficina Nacional de Estadísticas y la Administración General de Aduanas de China indican que el consumo tanto de naftas como de jetfuel creció en 2024, mientras que el consumo de gasoil volvió a caer. Estas estimaciones son preliminares y están sujetas a revisión hasta fines de 2025, cuando China publique los datos de consumo anual.

Gasificación y electrificación del transporte

El menor dinamismo en el crecimiento del PBI pesa sobre la demanda de gasoil en China. No obstante, el avance de la gasificación y de la electrificación sobre el transporte pesado también comienzan a afectar la demanda del combustible. Una tendencia similar ocurre con la demanda de naftas debido a las crecientes ventas de coches eléctricos.

Un reporte de la consultora McKinsey sobre las ventas de camiones en China en el año 2023 señala que sobre el total de unidades vendidas el 25% fueron a gas natural comprimido (GNC) o licuado (GNL), contra un 69% de unidades a gasoil y un 5% de unidades eléctricas. Los camiones a gasoil representaron el 94% de las ventas en 2018.

El mercado de camiones se achicó en los últimos años, pasando de 1,05 millones de unidades vendidas en 2018 a 615.000 unidades en 2023 según la consultora. Dentro de las unidades vendidas en 2023, unas 153.000 fueron con motores a gas natural. No obstante, la participación de este tipo de motores se sigue consolidando, con 108.862 camiones a gas vendidos solo en la primera mitad de 2024, según la firma CVWorld.

La consultora Wood Mackenzie estimó que por el avance de la gasificación se perdió una demanda de 220.000 barriles de gasoil en 2023. La cantidad de camiones diésel alcanzó su punto máximo en 2021 y ha ido disminuyendo desde entonces. La consultora proyectó que la participación del gas natural en la flota total de camiones ​​aumentará a más del 9% en 2024.

Por el lado de las naftas, el EIA estima que la demanda total terminó arriba respecto del 2023, aunque con matices. El consumo promedio de naftas fue de 3,2 millones de bpd en agosto de 2024, un 14% menos que en agosto de 2023. La tendencia continuó en septiembre y octubre, con menores demandas que en los mismos meses de 2023. En cambio, entre enero y julio del año pasado se consumieron más naftas que en el mismo período de 2023.

Pico de consumo de crudo

El gigante Sinopec proyectó que China alcanzará el pico en su consumo de petróleo en 2027 a medida que la demanda de gasoil y de naftas se debilita.

El consumo de crudo en 2027 sería de 16 millones de barriles por día, apenas por encima del consumo que la EIA estimó en 15,6 millones de barriles diarios en 2024. La demanda de naftas y gasoil se reduciría con la difusión del GNL y de los vehículos eléctricos, por lo que el sector petroquímico acabará consumiendo más petróleo que el sector del transporte.

Sinopec proyecta que la demanda de gasoil caerá en un 5,5% interanual en 2024, ya que los camiones propulsados ​​por gas natural representaron el 22% de las ventas de camiones en los tres primeros trimestres de 2024.

, Nicolás Deza

La tormenta provocó una fuerte baja de la temperatura y alivio en el Área Metropolitana de Buenos Aires. Luego de que la máxima llegara este lunes a las 16 horas a los 38,5 grados, descendió más de 20 grados hasta los 16,7 grados registrados a las 6 de la mañana del martes. Como consecuencia del temporal y las fuertes ráfagas de viento 330 mil usuarios se quedaron sin luz durante la madrugada.

La mayor interrupción en el suministro se registró a las 6:45 AM con 237.437 usuarios de Edenor y 92.566 usuarios de Edesur. El área de concesión de Edenor fue la más afectada porque la tormenta ingresó por la zona de Moreno, General Rodríguez, Pilar y Escobar.  Luego hubo ráfagas de casi 100 kilómetros por hora en Tigre y San Fernando. Según fuentes oficiales, esa situación provocó la salida de servicio de las líneas 671 y 672 de 132 kv.  

Desde la distribuidora confirmaron la información a EconoJournal y aseguraron que “actuaron las protecciones de esas líneas para así evitar un daño mayor sobre las instalaciones”.

-¿Las protecciones se activan por el viento? –preguntó este medio.

-Viento y elementos que vuelan sobre el tendido (ramas, chapas y árboles). Está vinculado directamente con el horario donde e inició la tormenta de la madrugada.

Pocos minutos antes de las 11 AM aún quedaban 31.000 clientes sin servicio en el área de Edenor. “El suministro se va a normalizar de forma paulatina debido a las precauciones que deben tomarse en materia de seguridad, para cuidar la integridad de todos. Pueden existir ramas o chapas que hayan caído sobre las líneas de electricidad, por lo cual es necesario asegurarnos que no existen elementos sobre el tendido eléctrico previo a normalizar el servicio”, concluyeron desde Edenor.

Récord de consumo

La tormenta llegó luego de un día de calor agobiante en el que se batió el record de consumo eléctrico. Tal como informó EconoJournal, el lunes a las 14:45 la demanda trepó a 30.240 MW.  superando los 29.653 MW del 1° de febrero de 2024. 

Las usinas térmicas fueron las grandes responsables de cubrir la oferta con 17.065 MW. Las grandes hidroeléctricas aportaron 5.706 MW, los parques de generación renovable sumaron 5.036 MW y las centrales nucleares generaron en el pico alrededor de 1.326,5 MW, según datos de Cammesa. Además, en el momento de mayor consumo se importaron unos 1500 MW de Brasil, 107 MW de Bolivia y 20 MW de Paraguay.

, Fernando Krakowiak

Por la ola de calor, este lunes 10 de febrero la Argentina superó el récord histórico de consumo de electricidad al llegar al pico de demanda de 30.240,2 MW. Con este registro, el consumo a nivel nacional superó los 29.653 MW del 1° de febrero de 2024, la marca más alta hasta el momento. El récord de demanda en el Sistema Interconectado Nacional (SADI) se registró a las 14:45, según información deCammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Entre las 14:35 y 15:40 la demanda se mantuvo por encima de los 30.000 MW.

El récord se registró durante la ola de calor que afecta a gran parte del país, que provocó temperaturas superiores a los 40 grados en varias provincias. En el Noreste Argentino (NEA) se llegó a marcas de 42 grados y en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se consume más del 50% de la energía del país, las marcas llegaron a superar los 37 grados.

Fuentes privadas del sector eléctrico afirmaron que “el récord se hubiese alcanzado a las 14, pero a esa hora el NEA tuvo un colapso de tensión”, tal como viene teniendo en los últimos días, que provocó una disminución de 1.176 MW que impidió que la curva de la demanda continúe creciendo como lo venía haciendo desde la mañana. Sin embargo, el alto requerimiento continuó en el SADI y la demanda creció minutos más tarde para llegar al pico de consumo 45 minutos después del colapso en el NEA.

Según información del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), en el AMBA las distribuidoras no registraron grandes cortes en sus redes. Al momento del pico de demanda, Edesur y Edenor tenían cada una alrededor de 4.000 usuarios sin suministro eléctrico en el AMBA.

Generación

Las usinas térmicas fueron las grandes responsables de cubrir la oferta con 17.065 MW. Las grandes hidroeléctricas aportaron 5.706 MW, los parques de generación renovable sumaron 5.036 MW y las centrales nucleares generaron en el pico alrededor de 1.326,5 MW, según datos de Cammesa.

Un factor determinante para que el país pueda cubrir la demanda tiene que ver con las cantidades de energía eléctrica que puede importar de Brasil. En el momento del récord la Argentina contó con 1.500 MW del país vecino. Además, el SADI sumó 107 MW de Bolivia y 20 MW de Paraguay.

Colapso

Fuentes vinculadas a Cammesa indicaron que el colapso en el NEA fue a las 13:56 y se debió a “una disminución de demanda de 1.176 MW por variación de tensión coincidente con la apertura de alimentadores en 13,2 kilovations (kV) de la Estación Transformadora San Martin, de los cuales 1.072 MW corresponden al área NEA en las provincias de Chaco (569 MW), Formosa (249 MW) y Corrientes (254 MW) y, además, hubo una disminución de 110 MW en el área Litoral, la cual se comienza a normalizar paulatinamente”.

Además, agregaron las mismas fuentes, “se observa una disminución de generación de 84 MW de los cuales 60 MW corresponden a variación del Parque Solar Pampa del Infierno y las restantes (usinas térmicas) a SPENDI01 (16 MW), BARDDI01 (24 MW), LBLADI01 (7 MW), PIRADI01 (13 MW)” y añadieron que las causas de las fallas “se están investigando”.

, Roberto Bellato

La región del Noreste Argentino (NEA) viene registrando colapsos de tensión de electricidad de manera diaria donde pierde más de la mitad de la demanda de energía. Están provocados por el aumento del consumo energético de los usuarios ante las altas temperaturas de la región, que incluso superan los 40°. El sistema eléctrico opera estructuralmente al límite y, según indicaron a EconoJournal distintas fuentes del sector eléctrico, los colapsos van a continuar.

En la última ola de calor que afectó al centro y norte del país, las provincias del NEA como Formosa, Chaco, Corrientes y -aunque en menor medida- Misiones, llegaron a perder más del 50% de la demanda eléctrica durante los colapsos. El NEA es hasta ahora la región del país que más problemas ha venido teniendo, sobre todo en el sistema de transporte.

Los colapsos de tensión y cortes de suministro eléctrico pueden repetirse en breve ya que, por ejemplo, la ciudad de Resistencia espera al menos cuatro días consecutivos con temperaturas de 40° hasta el miércoles de la semana que viene.

En el AMBA, la zona de mayor consumo eléctrico del país, la temperatura podría llegar a los 36° el próximo lunes. Para el mismo lunes 10 de febrero, Cammesa, la compañía que Administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), espera una demanda de 28.459 MW, cerca de los 29.653 MW, el récord histórico de consumo del 1° de febrero de 2024.

Colapsos

El lunes 3 de febrero una falla en una línea de media tensión de 33 kilovoltios ubicada en la Estación Santa Catalina de la provincia de Corrientes derivó en un colapso de tensión que afectó al NOA y el NEA recortando la oferta en 2600 MW. Un problema similar ocurrió el martes al mediodía en el NEA y hubo una restricción de la demanda cercana a los 1200 MW.

La tarde del miércoles 5 de febrero el NEA registró al menos tres colapsos de tensión en dos horas y media en las redes de Transnea, la transportista de la región. Fuentes del sector explicaron a EconoJournal que es difícil calcular a cuántos usuarios afectó, pero remarcaron que el primer colapso provocó una caída de la demanda de 1.100 MW y el segundo, registrado una hora después, fue de 1.200 MW.  

En los hechos, la demanda cayó más de la mitad durante los últimos tres colapsos. La caída más grande fue en Chaco, pero Formosa y Corrientes también se vieron fuertemente afectadas por cortes de electricidad y problemas en la tensión. Especialistas explicaron a EconoJournal que uno de los principales factores que provocaron el colapso fueron los aires acondicionados de baja eficiencia en un contexto de debilidad estructural del sistema de transporte eléctrico.

Este jueves 6 de febrero se registraron seis colapsos de tensión en el NEA. Al menos uno fue provocado por una falla de dos alimentadores de 33 kilovoltios (kV) que impactaron en cortes y problemas de tensión en la capital de Formosa, según señalaron a este medio fuentes cercanas a una transportista eléctrica. En este colapso se perdieron 963 MW.

Fuentes empresarias subrayaron que “siempre que la demanda supere los 2.400 MW en el NEA el sistema se torna absolutamente inestable. Pero la situación ya se vuelve muy precaria cuando la demanda llega a 2.200 MW”.

, Roberto Bellato

Necesitamos cambiar nuestra manera de pensar y actuar como usuarios consientes y responsables de los servicios esenciales. El suministro de energía es un proceso complejo, que depende de todos. En este contexto, el uso racional y eficiente de la energía no es solo una cuestión de economía; es un acto de responsabilidad ambiental y social. Los recursos son limitados, y cada kilovatio que consumimos tiene una compleja historia detrás: extracción, transporte, distribución, consumo, etc. y miles de millones de dólares de inversión. Por eso, es importante que los ciudadanos seamos actores conscientes. Cada vez que ajustamos el termostato o apagamos una luz que no necesitamos, estamos marcando la diferencia. Un gesto tan sencillo como usar un ventilador en lugar del aire acondicionado, que consume unas 10 o 15 veces menos de energía, tiene un impacto acumulativo asombroso si lo hacemos todos. Si pensamos que exceder el consumo por un 5% puede llevarnos a una interrupción, pero reducir ese mismo consumo en un 10% o 20% es muy simple, la opción es de fácil elección.

En la Antigua Roma, los incendios eran muy comunes con consecuencias de las características de las construcciones, abundante madera y paja, pero también por la indolencia de sus habitantes. A menudo permanecían inmóviles llenos de pánico como simples espectadores de estas terribles calamidades. En un intento de palear estos desastres el emperador Augusto puso baldes de agua por la ciudad, que, ante un incendio, permitían que los habitantes ayudaran a apagar el fuego, así nacieron los primeros cuerpos de bomberos, que sabían qué hacer ante una alerta para prevenir los incendios. Hoy, estamos acostumbrados a recibir notificaciones sobre tormentas, sismos o incluso tsunamis. ¿Por qué no aplicar un sistema similar al suministro eléctrico?

Imagínenos esto: una alerta temprana que nos advierte sobre posibles interrupciones de suministro, acompañada de instrucciones claras para reducir el impacto en nuestros hogares. Algo tan sencillo como apagar los artefactos que no son imprescindibles, o programar el uso de algunos electrodomésticos para usarlos en horarios de menor demanda podría evitar un corte de electricidad. No parece una mala idea.

Pero para implementar estas ideas se requiere de un esfuerzo conjunto. Gobiernos, empresas, reguladores y consumidores, deberíamos trabajar juntos. La información debe fluir de manera clara, y la educación energética tiene que ser parte de nuestra vida cotidiana. ¿Cómo podemos administrar mejor nuestro consumo? ¿Qué opciones tecnológicas nos ayudan? Estas son preguntas clave que deben estar en el centro de la conversación.

Por ejemplo, los medidores inteligentes ya están disponibles y son una herramienta valiosa para conocer nuestro consumo en tiempo real. Incluso hay aplicaciones que nos ayudan a optimizar la energía en el hogar, programando electrodomésticos para usarlos en horarios de menor consumo, como las noches. Estos medidores, acompañado de acciones regulatorias, como abaratar la energía en los momentos de menor consumo y hacerla más costosa en los picos, ayudaría a mitigar los picos de consumo, y premiaría a los usuarios consientes.

Pequeños pasos, grandes cambios

El 50% del consumo energético en los hogares proviene de la calefacción y la refrigeración. Bajar solo dos grados en el termostato en invierno, o subirlo en verano, podría representar un ahorro significativo a nivel país. Sería como aportar al sistema energético tanta energía como una gran central eléctrica que costaría varios miles de millones de dólares y llevaría años en construirse. Con estas simples medidas de uso racional, que no nos costará nada, es más nos ahorraría dinero en las facturas. Y lo mejor: sin sacrificar nuestro confort.

Así, este es un llamado de atención a todos los actores del sistema eléctrico. No podemos descansar únicamente la ampliación del sistema eléctrico e invertir miles de millones de dólares. La solución que se esboza aquí puede ser mucho menos costosa, más inmediata y amigable con el medio ambiente. Es hora de convertirnos en ciudadanos responsables conscientes de nuestro impacto y comprometidos con el bienestar común.

Cada pequeño esfuerzo cuenta y la suma de nuestras acciones puede transformar el sistema para que sea más resiliente, sostenible y previsible. Porque al final del día, el cambio comienza contigo, conmigo, con todos nosotros.

(*) Profesor de la Universidad Nacional de San Martín.

, Salvador Gil (*)