Grupo Desa y Edelap inauguraron su sede central en el histórico edificio ahora denominado “Eduardo Wilde”, de calle 5 y Diagonal 80. “Con la reapertura de su bellísima planta baja, totalmente restaurada, Desa rescata un ámbito de memoria patrimonial que refleja la excepcionalidad de la capital provincial a 142 años de su fundación”, destacaron desde la compañía.
En el encuentro que contó con la presencia del intendente Julio Alak; el director del Grupo DESA, Marcelo Diez; y Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia, se presentó la exposición “La Plata, capital de la luz” –de próxima apertura al público– que testimonia el nacimiento y desarrollo de una ciudad vanguardista, erigida en 1882 en la llanura de la pampa desierta, hija de la modernidad, pionera en contar con alumbrado eléctrico en Latinoamérica.
La muestra, que fue realizada bajo curaduría de Teresa Anchorena y Fabio Grementieri con la estrecha colaboración de expertos platenses, despliega un recorrido visual, documental y cartográfico que incluye maquetas diseñadas en 3D –reproducciones a escala de los edificios del eje fundacional– articulando así monumentalidad, dimensión y perspectiva.
Anchorena destacó que la muestra “cuenta la historia de La Plata como ciudad de innovación, de invención, de vanguardia, que es lo que marcó desde su creación y sigue vigente”.
El edificio
El edificio lleva el nombre del doctor Wilde en homenaje al médico, periodista, escritor e intelectual de la Generación del 80, ministro del Interior de la Nación, eminente higienista –destacado por su papel en la lucha contra la fiebre amarilla– que influyó como tal en la concepción innovadora de La Plata, participó de la colocación de su piedra fundamental y siguió de cerca su desarrollo.
La intervención del patio interno del salón central mediante un mural realizado por el artista Pablo Tricarico, del taller de Escenografía del Teatro Colón, completa y realza la puesta en valor de esta construcción de 1927 y del conjunto del actual espacio cultural destinado a consolidarse como Centro de Interpretación de la Ciudad, abierto a la comunidad.
Por otra parte, Edelap también prepara la próxima inauguración de un edificio exclusivo de atención en calle 13 entre 32 y 33 adecuado a una mayor cercanía al usuario, así como la posibilidad de dar respuestas personalizadas en el marco de un ámbito moderno, amplio, funcional, accesible y bien conectado.
Desa es la tercera compañía de distribución eléctrica en Argentina con la concesión de las principales empresas distribuidoras de electricidad de la provincia de Buenos Aires (EDEA, EDELAP, EDEN y EDES), y de la provincia de Salta (EDESA), región en la que además opera ESED empresa mediante la que brinda energía solar renovable a poblaciones dispersas de la puna salteña.
La apertura de la sede central confirma la decisión del grupo empresario de trasladar las oficinas del holding al histórico edificio de diagonal 80 de La Plata.
“El equipo de Desa, conformado por 3.300 personas opera, mantiene y expande las 24 horas los 365 días del año un servicio que alcanza a más de 5,7 millones de habitantes de 400 localidades del país, distribuyendo anualmente 13.177 GWh de energía eléctrica a través más de 67.000 kilómetros de redes”, indicaron desde la firma.
El gobierno tiene avanzado un decreto para habilitar la posibilidad de que los consumidores puedan autogestionarse la recarga de combustibles en las estaciones de servicio, una modalidad que en el país hoy solo existe en la ciudad de Rosario pero por motivos de seguridad. La medida fue anticipada este martes por el ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, durante el último almuerzo del año entre los miembros del Club del Petróleo. La posibilidad de que los conductores puedan cargar combustible en sus vehículos por su cuenta y sin tener que recurrir a un tercero promete generar un conflicto directo con el gremio de empleados de estaciones de servicio que conduce Carlos Acuña, uno de los dos líderes que siguen al frente de la CGT. De esa manera, la norma que publicará en las próximas semanas el gobierno de Javier Milei terminará con la obligatoriedad operativa de que la recarga de combustibles sea llevado adelante por un operario (playero) de la estación de servicio.
Sturzenegger señaló que el decreto será publicado en las próximas semanas, aunque fuentes oficiales consultadas por EconoJournal aclararon que la medida esta aún bajo evaluación interna en el gobierno debido al cambio sistémico que implicaría en el negocio de distribución de combustibles.
El ministro de Desregulación y Transformación del Estado no ahondó en los detalles de la normativa por salir pero dejó establecido que el objetivo general es eliminar la prohibición que rige sobre el autoservicio de combustibles. La modalidad de autodespacho existe en países como Estados Unidos, en donde los conductores pueden cargar nafta a sus vehículos por su cuenta. En la Argentina se comenzó a aplicar en la ciudad de Rosario por las noches tras el asesinato de un playero.
Despacho libre
«Sé por un tema de necesidad extrema que YPF lo ha implementado en Rosario, porque las estaciones en la noche se hacen con autodespacho, pero no tendría que ser por un tema de seguridad, es un tema de libertad. Vos organizá tu relación comercial de la manera más libre que quieras, así que entra dentro de las generalidades de la ley«, argumentó Sturzenegger.
El decreto también liberará el despacho de energía eléctrica para los negocios que quieran ofrecer puntos de carga para vehículos eléctricos. «Cuando vos tengas autos eléctricos, vos vas a ir a un restaurante y vas a querer cargar el auto cuando vos estás comiendo en el restaurante, o si vas a ir a un shopping, vas a querer cargar el auto cuando estés comprando en el shopping», dijo el ministro.
La Secretaría de Energía a cargo de María Tettamanti autorizó una suba del precio regulado de los biocombustibles que se mezclan por ley con las naftas y el gasoil en el mercado local. A partir de diciembre, el biodiesel, que se elabora a base de aceite de soja, subió 4%, mientras que el bioetanol de azúcar y el maicero se incrementó en un 3%.
La resolución 393/24 publicada este martes en el Boletín Oficial llevó el precio de adquisición del biodiesel, que se mezcla en un 7,5% con el gasoil, de $ 1.023.649 a $ 1.064.595 la tonelada, según la información que proporciona la Secretaría de Energía, mientras que la resolución 392/24 elevó el precio del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar de 683,3 a 703,8 pesos el litro.
La misma resolución también elevó el precio del etanol maicero, elaborado principalmente en Córdoba y la región Centro, de $ 626,2 a $ 645 el litro. La Ley 27.640 establece que las refinerías tienen que hacer una mezcla con un corte obligatorio de 12% de etanol con las naftas. Ese porcentaje se distribuye en parte iguales de 6,5% entre el etanol de azúcar y el de maíz.
Inflación
La suba del precio regulado de biodiesel acumula 55% entre diciembre de este año con el mismo mes de 2023, mientras que la inflación de octubre fue de 2,7% y la acumulada de los últimos doce meses fue de 193%.
Por su parte, el bioetanol cañero pasó de $ 348,5 en diciembre del año pasado a $ 703,8 el litro este mes, registrando una suba de 101% en doce meses, según la cartera energética. En cambio, el etanol producido a base de maíz tuvo un incremento interanual en diciembre de 78,6%, ya que pasó de un precio regulado de $ 361,1 en 2023 a $ 645 este diciembre.
Según indicaron fuentes de la industria de biocombustibles a EconoJournal, los productores reclaman al gobierno una mayor suba de los precios regulados ya que argumentan que los valores del biodiesel y el bioetanol prácticamente no tienen incidencia en la inflación, pero que los precios que fija la Secretaría de Energía de la tonelada de biodiesel y el litro del etanol están atrasados respecto al IPC acumulado. Además, sostienen que sus insumos aumentaron más que el ajuste autorizado.
La creciente producción de gas natural en Vaca Muerta tiene como destino relevante el mercado de Brasil a través de gasoductos. Pero en pocos años la Argentina también podría concretar proyectos de licuefacción para realizar envíos de Gas Natural Licuado (GNL) al país vecino. Este tema se debatió en el panel Mercado de Gas: Expansión a Brasil y GNL. ¿Un objetivo posible? del Energy Day organizado por EconoJournal.
Participaron del panel Catherine Remy, directora general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina; Gabriela Aguilar, general general de Excelerate Energy en la Argentina y vicepresidente para LATAM; y Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy (PAE).
Foto: Dan Damelio
La directora de TotalEnergies expresó que “Brasil es muy grande. Petrobras ve un mercado de más de 60 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para abastecer la demanda del sector industrial. Vemos la oportunidad de exportar el gas argentino a Brasil en un futuro cercano”. Añadió que “también es importante el mercado de Chile, que tiene renovables, pero es clave compensar la intermitencia con gas natural”.
En tanto, Gabriela Aguilar de Exelerate subrayó: “Esperamos que la Argentina pueda estructurar los proyectos de GNL que hay en carpeta. Para 2024 la demanda estimada a nivel mundial va a ser de 700 millones de toneladas. Es decir, ya hay un déficit de 300 millones de toneladas que se esperan y la Argentina puede tomar un rol crítico”.
Rodolfo Freyre de PAE describió que “a Brasil lo ponemos como potencial cliente de GNL nuestro porque necesita flexibilidad en su matriz energética y nosotros, con nuestro proyecto de GNL, tenemos la oportunidad de poder llegar al mercado de Brasil de forma competitiva”.
También contó las novedades del proyecto para instalar un buque de licuefacción en Río Negro. “Este lunes Harbour Energy anunció que se suma al proyecto de GNL con un 15%, hace poco se sumó Pampa Energía con 20%. Golar cuenta con el 10% y estamos nosotros. Somos cuatro socios (en Sotuer Energy, compañía creada para desarrollar el proyecto de GNL). Estamos trabajando para poner operativo el barco para 2027, seguramente sea en septiembre, es decir, pasando el invierno de ese año porque es un proyecto que se apalanca inicialmente sobre infraestructura existente en el sistema de transporte”, indicó.
Además, Freyre sostuvo que “estamos viendo distintas opciones con jugadores locales para ver cómo pasamos a la etapa de contar con suministro de gas natural para el barco para producir GNL todo el año”. “Estamos muy entusiasmados, es un proyecto relevante porque son casi 12 MMm3/d, alrededor del 10% del gas que consume el país. Al no ser un proyecto que requiere Project Finance tenemos mucha flexibilidad en cómo es la venta de GNL”, remarcó.
Más energía, menos emisiones
Los directivos contaron también las iniciativas que tienen las compañías para producir más energía y, al mismo tiempo, desarrollar proyectos para bajar las emisiones de carbono. Catherine Remy señaló que “la demanda a nivel mundial aumenta porque la población aumenta. Seguimos pensando que el petróleo y el gas van a jugar un papel muy importante en todos los países. Tratamos de producir más energía con menos emisiones, algo nada fácil. Para esto estamos desarrollando parques eólicos y solares. En Argentina contamos con proyectos eólicos en Buenos Aires, Chubut y Santa Cruz y dos parques solares en el norte”.
La directora de TotalEnergies destacó también que “tenemos proyectos de reducción de emisiones en Vaca Muerta. En (el área no convencional) Aguada Pichana Este estamos electrificando la planta, que produce 14 MMm3/d. Construimos una línea de alta tensión para conectarnos a la red y del otro lado estamos desarrollando un parque solar que va a abastecer a la planta”.
“En Tierra del Fuego estamos desarrollando un parque eólico de 9 MW que va a abastecer la demanda de la planta de procesamiento de gas. Más energía con menos emisiones es clave, para eso diversificamos la oferta, seguimos produciendo hidrocarburos pero sumando generación renovable”, concluyó.
Por su parte, Aguilar indicó qué tiene que hacer la industria para que no vuelva a pasar lo que pasó este año con el gas: “Sobre este tema tiene mucha importancia el concepto de seguridad energética. La Argentina tiene un perfil muy marcado en lo que es el invierno. Tenemos que trabajar en esa demanda. En Brasil es distinta la demanda de gas, porque tienen energía hidráulica”.
La ejecutiva de Excelerate Energy también afirmó: “Me gustaría poner blanco sobre negro el tema de las importaciones. Este año se importaron en la Argentina 28 cargamentos de GNL a 11 dólares. Pero para generación eléctrica se consume gasoil y fueloil, que son combustibles líquidos. Este año Argentina importó 17 cargamentos de combustibles líquidos a un precio que se ubicó entre 18 y 19 dólares. Debemos trabajar en el reemplazo de esto. Y esto hay que mirarlo como un mercado más para el GNL del país. Argentina no va a importar más GNL. Va a ser el GNL producido en la Argentina el que se va a consumir en la generación eléctrica del país”.
Necesitamos aportar entre toda la industria y ayudar al gobierno a escribir la normativa que permita sustentar permisos de exportación de largo plazosin riesgo de que sean cortados”, finalizó Aguilar.
Por último, Rodolfo Freyre sostuvo: “Contra Qatar es imposible competir porque es difícil superarlos en el tema costo. Pero contra Estados Unidos, si bien es un desafío gigantesco, creo que en ciertos mercados podemos competir, como es Brasil y Asia”.
El sector energético analiza alternativas para superar los cuellos de botella que tiene el país en el transporte eléctrico y que impiden sumar nueva generación de energía. Una opción es impulsar la firma de contratos directos entre actores privados. Martín Genesio, CEO de AES; Claudio Cunha, Country Manager de Enel Argentina; y Adrián Salvatore, director de Asuntos Corporativos de Central Puerto de Central Puerto, fijaron su posición sobre el tema en el Energy Day organizado por EconoJournal.
Foto: Dan Damelio.
Largo plazo
Genesio resaltó tres aspectos para avanzar en la contractualización entre privados: regularizar la recomposición tarifaria, avanzar en regulaciones y resolver los cuellos de botella del transporte eléctrico.
Indicó que “para que haya contratos entre privados tiene que haber un regulador eficiente. Este año el gobierno decidió ir fuertemente a la normalización de las cadenas de cobro y pagar noviembre y diciembre de 2023 y enero de 2024 a través de un bono. En ese entonces nosotros lo vimos como una injusticia y que podía generar una muy mala señal y el gobierno fue muy claro en que quería normalizar la cadena de pagos del sector”. Y agregó que “nosotros teníamos una visión muy a corto plazo y contaminada de lo que venía pasando en los últimos 20 años en el país. Hoy la cadena de pagos se regularizó y hoy esto ya no se discute”.
En este sentido, Genesio sostuvo que “el gobierno actuó como regulador eficiente. Creo que para que se llegue a la contractualización entre privados se necesita más foco en el largo plazo en resolver los cuellos de botella en el transporte eléctrico. El gobierno está trabajando en la línea que unirá Vivoratá a Plomer, que liberará 1.500 MW nuevo para generación eólica en el sur de la provincia de Buenos Aires. Si nos enfocamos en este largo plazo, la contractualización entre privados viene sola”.
“Estamos discutiendo con el sector público cómo acelerar el cambio regulatorio que permita esta contractualización. Vamos a llegar a buen puerto en el corto plazo. No tenemos que esperar las elecciones, creo que hay que hacerlo cuanto antes. Durante el primer semestre de 2025 se va a empezar a resolver, si seguimos con la visión a largo plazo”, concluyó.
Advertencia en tarifas
Adrián Salvatore de Central Puerto advirtió sobre las suspensiones de los ajustes regulares de las tarifas: “para 2025 veo todavía estas discusiones de corto plazo sobre cómo tiene que ser la transición, pero que en la macro estamos todos de acuerdo en el rol de la contractualización entre los actores privados. Por supuesto que coincidimos en que las reglas tienen que ser claras para que esa contractualización se lleve a cabo”.
“Pero quiero advertir algo. Creo que no tiene que pasar lo que pasó este año, que tuvo que ver con alguna circunstancia económica particular y que se suspendieron los ajustes de las tarifas de las empresas reguladas, algo que supuestamente no iba a ocurrir. Es mi única reserva. Que no exista esa muñeca política. Si tomamos la definición de ir en un sentido, cumplámoslo. La suspensión por dos o tres meses de los ajustes tarifarios afectan a la credibilidad, a la confianza”, remarcó Salvatore.
“En una contractualización entre las generadoras y las distribuidoras, si por una circunstancia puntual la distribuidora no puede tener el ajuste de tarifas, cómo afectaría esto en su relación con el generador”, se preguntó el ejecutivo de Central Puerto.
Consolidación
Por su parte, Claudio Cunha de Enel subrayó que “el año que viene va a ser de consolidación porque dará más previsibilidad de largo plazo. La RTI (Revisión Tarifaria Integral) es una herramienta fundamental para darle previsibilidad a las inversiones, que toman su tiempo. Un ciclo combinado, una planta eólica o una subestación de la noche al día, se requieren contratos y compromisos plurianuales”.
“En tema tarifas, más allá del mito de que presionaba a la inflación, en realidad sirven para bajar la inflación por la emisión en la que navegaba el país. Los ajustes ahora son marginales y esto nos va a llevar a buen puerto en 2025”, indicó.
Además, sobre la contractualización destacó: “creo que son etapas necesarias y que hay que ajustar algunas regulaciones para que se pueda desarrollar un mercado competitivo”.
José Luis Manzano, presidente de Integra Holding, analizó las posibilidades de inversión que se abren en el sector energético a partir de la estabilización macroeconómica. “Hay un interés muy grande por Argentina. Esa expectativa se puede canalizar de manera viciosa o virtuosa. Viciosa es el carry trade y virtuosa es el equity en compañías argentinas”, aseguró en el Energy Day organizado por EconoJournal. Identificó posibilidades concretas de inversión en petróleo y minería y dijo que es necesario avanzar con la Revisión Quinquenal Tarifaria para poder hacer planes de inversión a cinco años.
“Da la impresión de que hay un consenso, una base de comprensión de que el recurso está. Cuando digo al recurso no me refiero solo al recurso natural sino también al modo en que la gente pagó la factura. Nosotros llegamos al 98% de cobrabilidad. Hay cultura en la gente porque el esfuerzo ha sido muy grande y hay una línea. Hemos tenido dos secretarios de Energía en la misma línea. Esto ha sido consistencia de Milei y del Toto Caputo. La gente más humilde ha hecho un esfuerzo grande, las pymes han hecho un esfuerzo grande y a nosotros nos corresponde del lado nuestro hacer la inversión y acompañar”, aseguró Manzano al inicio de su exposición.
Luego remarcó por qué cree necesario avanzar cuánto antes con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT). Alejandro (Macfarlane) lo dijo muy elegantemente. En el tema de la RQT no hay que esperar sorpresas. Hay que sacarse el miedo del tarifazo. No hace falta un tarifazo. Hay que acompañar la inflación y, por lo tanto, hay que hacerlo lo antes posible. Hay que sacarse de encima el tema para tener proyección y poder hacer los planes de inversión a cinco años. Hay una cosa que decía la secretaria (María Tettamanti) muy importante que tiene que ver con la estructura de capital de las compañías. La normativa de los 90 la conozco porque yo hice la ley. Teníamos que conseguir los votos en el Congreso, conseguir apoyo sindical y de las provincias. Entonces se pusieron algunos elementos como el PPP (Programa de Propiedad Participada), el PPP yo lo haría cien veces porque el acompañamiento social que hubo de los trabajadores al programa de privatización fue impresionante.
–¿Ve espacio para que vuelva ese instrumento?
–Si hay alguna firma para privatizar y la tienen muy trabada que hagan un PPP. Lo meten en un fideicomiso. Los trabajadores no hacen locuras, no entorpecen la inversión. Cuando la compañía se valoriza, algunos venden y algunos se quedan. Está mundialmente comprobado que funciona. Los que tienen acciones están totalmente alineados. Se acuestan a dormir pensando lo mismo que el resto de los stakeholders de la compañía. Es un tema de capitalismo moderno. Hay que vincular esto con el mercado de capitales, permitiendo la entrada de más equity en las empresas, la carga sobre el conjunto de la población puede ser menor y los planes de inversión se pueden acelerar. Y cuando digo equity es para evitar excesos de deuda porque los excesos de deuda tienen ciclos, no son sostenibles. Hay cosas para hacer en la ley, en el 51%, en las prendas, y después conectar con Nueva York. El gobierno y la sociedad argentina han logrado recuperar la expectativa del mercado, la expectativa del mercado está, nosotros hemos emitido en Nueva York. La conexión virtuosa que se ha logrado entre Argentina y el mercado necesita canales de equity antes que canales de deuda. Vista es un ejemplo fantástico de mercado de capitales o lo que ha pasado con la cotización de YPF. Por ahí un comprador que venga a comprar Metrogas por 1000 millones de dólares no está, pero que el mercado meta 200, 300, 400 o 500 millones de dólares en equity por mes sí está.
–¿Puede desarrollar mejor esa idea?
–Creo que hay mercado. Los fondos de private equity, los fondos de hedge funds y los fondos de mercados emergentes tienen un interés muy grande por Argentina. El presidente estaba esta semana en la tapa de The Economist. Hay 190 países y estaba Milei en la tapa de The Economist. Esa es la verdad. Esa expectativa se puede canalizar de manera viciosa o virtuosa. Viciosa es el carry trade y virtuosa es el equity en compañías argentinas. Al carry trade se entra fácil, se sale fácil y quedan las consecuencias. Al equity en compañías argentinas igual se puede salir, pero si hay socios creíbles y un contexto creíble el socio puede retener, conversar y persuadir y navegar las situaciones. Algunos dicen en el mercado que eso es para después de las elecciones. No, para nada después de las elecciones. Ya se ha despertado el interés por Argentina. El año 2025 es el año para conectar al mercado con las oportunidades de inversión en la Argentina.
–¿Imagina algún caso concreto o algún segmento?
Voy con nombres. Por ejemplo, lo que acaba de mencionar de mencionar el gobernador de Río Negro de Corporación América de uranio en Río Negro, Blue Sky. ¿Cómo funciona normalmente? Un grupo de promociones canadienses o australianos la listan, hacen una junior, algunos argentinos que seguimos y estudiamos invertimos, sube muchísimo en Australia, algunos australianos se van y otros se quedan y a veces llega a construcción. Si Blue Sky fuera privada y se hace un listing en Australia y un dual listing en Argentina. Cada individuo puede participar, es más equity, más transparencia, management alineado con acciones y se produce un fenómeno que funciona en el mundo: se llama capitalismo. No hay que inventarlo. Hay que copiarlo. Si el recurso está ahí va a funcionar. Cuándo digo “si el recurso está ahí”, ¿a qué me refiero? Por ahí en Argentina no hay muchos managers que hayan manejado empresas mineras, pero hay geólogos y geofísicos con PhD, que son fantásticos. La creación de valor es inmensa al darle a esos científicos la posibilidad de conectar el conocimiento que tienen del subsuelo con el mercado. Por eso pronostico unicornios en recursos naturales en minería y más en Vaca Muerta.
–El proyecto de Vaca Muerta en petróleo está lanzando, tiene pilares sólidos y va, ¿pero Argentina va a tener un proyecto de cobre en 2030?
–Sí, sí, va a tener. Nosotros invertimos muy temprano. Van a estar en producción Josemaría y Filo. Es altamente probable que esté en producción Los Azules de McEwen y es probable que esté en producción alguno de los de Glencore, Agua Rica o El Pachón. El Pachón es gigante. Ojalá sea El Pachón. Y hay un par más revoloteando.
–¿Y cómo hacés para que alguien invierta, por ejemplo, los 6000 millones de dólares que requiere Josemaría? ¿El instrumento que estás planteando podría ser un puente?
–Eso ya está porque estas son públicas. La que es una oportunidad ahora es McEwen. Tiene un market cap de 400 millones de dólares. Si el recurso está bien hay 6000 millones de dólares de recurso. Ellos han ejecutado en oro en el pasado con mucho éxito y deberían repetir. Tienen que tener un RIGI. Me imagino que ya habrán aplicado para el RIGI. McEwen puede ser el próximo unicornio. No vendo acciones de McEwen. Por eso no tengo problemas en decirlo. Después hay juniors. Me parece que la CNV tendría que darse una política de atraer las juniors canadienses y australianas que los únicos activos que tienen son argentinos. Poner el governance. Tomar algo de lo del blanqueo. Por ahí tener no solo una política de compre local sino también de incorporación de profesionales locales a los boards, a la parte científica. Estamos en una ventana única, semejante a la de la soja, semejante a la de Vaca Muerta. Vaca Muerta va a llegar a 1,5 millón o 2 millones de barriles por el 2030. Todavía hay restricciones logísticas. Estoy muy orgulloso por la extensión de la frontera de Vaca Muerta a Río Negro con Phoenix. Es buena la geología, es bueno el gobierno y es bueno (Pablo) Bizzotto. Pablo ha sido bueno porque los pozos producen. Estamos haciendo 4500 barriles en Río Negro. Y tiene un valor más que es que fue una iniciativa privada. Hay quienes estaban en contra del régimen de iniciativa privada porque decían que no hay competencia. Nosotros hicimos iniciativa privada en Jujuy para litio. Ofrecimos alto y también YPF, Techint y PAE y al final quedamos nosotros. Hicimos iniciativa privada en Mendoza para Bajada del Chachahuen y nos acaban de adjudicar la semana pasada. También ofrecimos alto, siete pozos. Para la iniciativa privada que hicimos en Río Negro ofrecimos 40 millones de dólares de inversión porque conociéndolo al gobernador Weretilneck, la oferta tenía que ser más alta que la que hacíamos en Neuquén porque sino no nos la iba a adjudicar. Es un tema científico. Tiene que ser más que lo que se le da al Rolo (Figueroa). Es un tema muy científico. Hay una matriz de cálculo. Así sale el titular en Río Negro, en La Mañana y en tu boletín (EconoJournal). Ofrecimos 40 millones de dólares. Asustados porque hasta ese momento era una hipótesis. Marcos Bulgheroni, amigo personal, ofreció 140 millones. Nos subió 100 millones. Quedé knockout. Fui a Suiza, nos juntamos con Marcos Dunand, el CEO de Mercuria. El que incursionó Argentina para Mercuria fue Daniel Jaeggi y el otro socio es Marcos Dunand. Nos juntamos con Marcos Dunand. “¿Qué pensás de la oferta de Marcos (Bulgheroni)?”, le dije. “No sé. Tiene una competencia con vos. Es altísima. 140 millones me da pánico. Mirá si fallamos”, me respondió. “Pero cómo ahora me decís que vamos a fallar”, le digo. “No, no vamos a fallar, pero es alta”, respondo. “Bueno, dejémoslo pasar”, me dice. Cuando estábamos por terminar la reunión me dice: “¿Pero de verdad qué pensás?”. “El petróleo está ahí, olvidate. La división política entre Río Negro y Neuquén tiene menos de 200 años, el accidente geológico tiene 40 millones de años”, le respondí. “Ah, bueno, si el petróleo está vamos”, dijo. Y pusimos 140 millones. Además de que estamos felices, ese caso probó que la iniciativa privada genera competencia. Ahora TGS está yendo por iniciativa privada. ¿Qué hace falta? Un regulador fuerte y transparente. Mendoza lo tiene, Jujuy lo tiene, Río Negro lo tiene. La iniciativa privada te da la posibilidad de empardar después, pero no te da la posibilidad de llevártelo barato.
–¿En lo político qué ves?
–Veo que en el medio ha pasado mucho tiempo y hemos perdido mucho tiempo. Eso ha dejado una enseñanza. El tiempo que ha pasado es un tiempo perdido. El Gasoducto Néstor Kirchner, al que ahora le han cambiado el nombre, es el ejemplo de cosas donde no haría falta que gaste plata el Estado. Es el ejemplo de inversiones que se podían hacer con dinero privado. Hay un cambio cultural. Va a haber una elección de medio término muy fuerte para voto al gobierno y alternativas de centro y con una polarización. El otro día había un proyecto para poner regalías a la minería de 30%. Si la polarización es para ese lado, la elección va a ser abrumadora para el gobierno y un centro moderado. La gente no es tonta. Hay mucho entusiasmo en los argentinos y tenemos que traer a los extranjeros porque la competencia nos hace bien. La competencia trae mejores prácticas. La competencia nos fuerza a levatarse temprano y ponerse a mirar qué se puede hacer.
–El presidente de YPF dijo que va a avanzar con la venta de Metrogas. Ustedes son accionistas minoritarios. ¿Cómo ven ese proceso?
–Nosotros tenemos el 19%. Con eso en el mundo sos el mayor accionista. Acá la atrocidad es el Estado. El que no tendría que estar es YPF. No hace falta que esté YPF porque además no le presta atención. A tal punto no le presta atención que está listada en Buenos Aires. Esa compañía debería estar listada en Nueva York. Si YPF encuentra un comprador estratégico, como Total, alguien de mucha calidad, nos quedaremos. Si el comprador no nos gusta le venderemos y si el proceso es razonable quizás podemos comprar nosotros, dependiendo mucho del acceso al mercado. En eso yo creo que cuanto más temprano se haga la RQT (Revisión Tarifaria Integral) mejor. Nosotros estamos en distribución de electricidad. Ale (Macfarlane) lidera en gas. Los dos estamos diciendo en público que hay que ser muy prudentes. No hay que esperar tarifazos. No hay que tenerle miedo a la RQT. La gente ha acompañado, las empresas tenemos que acompañar. Es más importante la previsibilidad por cinco años que cuánto te da.
–Si leo entre líneas es que no vas a ir con un requerimiento de ingresos al regulador tan alto porque entiendo que tengo tiempo para ir ordenando mi negocio.
La compañía es independiente. Lo va a hacer el management. Seguramente el management tendrá sus números, pero el día que hay un corte (de luz) el nombre que sale es el de los accionistas. Puede haber cortes que vengan por problemas de generación, por la licitación que no se hizo o porque la temperatura se fue a 45 grados. Todo puede suceder. Hace falta prudencia. Hace falta moderación y trabajo duro. La paz social que acompañó este proceso de reforma la tenemos que cuidar y la manera de cuidarla es actuando con prudencia.
Alejandro Macfarlane, dueño de Camuzzi, se hizo presente en el Energy Day organizado por EconoJournal para compartir su mirada sobre la revisión tarifaria y la prórroga de las concesiones de las licencias de gas natural planteada en la Ley Bases, entre otros ejes temáticos de la actualidad sectorial. “Estamos dejando atrás muchos años de incertidumbre constante en un segmento como el de distribución de gas, que requiere mucha inversión y que atiende las necesidades de 9 millones de hogares”, expresó el ejecutivo en el panel ‘La Argentina que viene tras un año que cierra con estabilización cambiaria y baja de la inflación’.
El ejecutivo sostuvo que no tenía ningún sentido, bajo su óptica, subsidiar la totalidad de la demanda. “Las transferencias al sector energético llegaron a representar dos puntos del Producto Bruto Interno (PBI)”, cuestionó.
Fue una sorpresa, admitió, que el Gobierno nacional dispusiera los incrementos tarifarios del mes de abril. “Nunca pensamos que las medidas se tomarían a esta velocidad. Hoy tenemos lo que hasta hace un tiempo parecía impensado: tarifas razonables. Finalmente contamos con la previsibilidad que las compañías licenciatarias necesitábamos. Faltan algunas cuestiones por resolver, pero las expectativas de cara al futuro son grandes”, enfatizó.
En estos momentos, resaltó, las empresas han vuelto a ponerse en valor. “Después de muchos años, volvimos a participar del circuito de crédito para satisfacer nuestras necesidades financieras. Ahora podemos pensar en obras de ampliación que estaban postergadas”, aseguró.
Que haya mayor razonabilidad para las firmas distribuidoras, aclaró, no significa que se haya dejado sin cobertura a los sectores más vulnerables. “Hay más de un 30% de los clientes del servicio de gas que siguen recibiendo subsidios porque no están en condiciones de pagar. En una extensa porción de la Argentina denominada ‘Zona Fría’, los usuarios abonan un 50% de las tarifas”, precisó.
En la gestión presidencial de Mauricio Macri, recordó, los incrementos tarifarios eran más lentos. “Los problemas cambiarios y de inflación impidieron un mayor avance. Recurrir a los precios regulados siempre es la primera opción para los gobiernos que afrontan una crisis”, reflexionó.
Buena voluntad
El nivel de cobrabilidad de las tarifas de gas, especificó Macfarlane, hoy se ubica en el 97,7 por ciento. “Pese a la suba de precios se situó en un 570%, hubo menor morosidad que en el invierno del año pasado. Más allá de tres o cuatro cuestiones judiciales que se resolvieron rápidamente, la gente pagó sus facturas”, ponderó.
Ahora que las empresas están volviendo a ser sujetos de crédito, recalcó, puede esperarse un 2025 de resolución de asuntos técnicos pendientes. “Esperamos solucionar, por ejemplo, cuestiones ligadas a la extensión de los contratos y el Impuesto al Valor Agregado (IVA) de los subsidios. Todo el mundo tiene la voluntad de resolverlas”, anticipó.
La Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), sostuvo, despierta grandes expectativas, pero también implica fuertes responsabilidades. “Cada vez que tengo la oportunidad de reunirme con autoridades hago el comentario de que no podemos tener una revisión tarifaria e incumplirla. La fórmula ideada en abril, por circunstancias asociadas a la inflación, dejó de ser viable. Cuando eso sucedió, el sector acompañó. Pero a partir de la RQT debe cumplirse con lo pactado para que podamos financiar a nuestras compañías”, aseveró.
Discusión zanjada
La cuestión tarifaria, remarcó Macfarlane, en términos conceptuales dejó de ser un problema. “Habrá que hacer los ajustes inflacionarios correspondientes, pero la discusión fue zanjada en abril. No veo en ningún caso que haya saltos importantes. No los estamos pidiendo y al parecer el Gobierno tampoco tiene pensado instrumentarlos”, indicó.
Después de 2025, adelantó, hay que trabajar para darle cobertura a unos 500.000 clientes. “Esto será clave si se tiene en cuenta que una garrafa de gas cuesta 10 veces más que un metro cúbico de gas natural. Un sector ordenado y que se puede financiar necesariamente deriva en una mayor confiabilidad de las redes y en mayores beneficios para los usuarios”, expresó.
El futuro del segmento, avizoró, estará signado por la expansión de la infraestructura. “Hay mucha gente que quiere disponer de gas natural y que, por diferentes motivos, aún no lo tiene. Estamos trabajando para responder esa necesidad. Queremos darles redes de calidad a nuestros clientes y tener con ellos la mejor comunicación posible”, afirmó.
“Estamos viviendo un cambio de época desde el punto de vista cultural acerca de cómo la sociedad se planta frente a la política, el Estado y el status quo de 40 años de democracia”, aseguró el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, quien analizó el presente del país y de su provincia en el Energy Day organizado por EconoJournal en el Club Hípico Alemán.
El mandatario sostuvo que hoy se observa un gran nivel de absorción social de medidas duras y complejas, lo cual parecía impensado algún tiempo atrás. “Por otro lado, estamos ante un Gobierno que decidió reformular la relación Nación-provincias. Como hemos dicho en más de una ocasión, a los del interior del país se nos hace muy difícil encontrar vínculos que ayuden a resolver nuestros problemas. Pero no se puede negar que hay un camino político muy marcado, una oposición desmembrada y un panorama bastante claro para el año próximo. Si no pasa nada extraño a nivel mundial, el escenario electoral venidero es bastante previsible”, diagnosticó.
Uno de los mayores desafíos que se avizoran, prosiguió, tiene que ver con los 27.000 millones de dólares que hay que conseguir en 2025 para hacer frente a los vencimientos de deuda. “También debe seguirse el impacto de la apertura de importaciones, sobre todo en ciertas cadenas de producción. Y después habrá que ver cómo los distintos sectores de la política y la economía nos vamos acomodando al nuevo escenario”, sostuvo.
Fuera de agenda
Desde lo formal, señaló el gobernador rionegrino, el Gobierno nacional es respetuoso y abierto al diálogo con las provincias. “Lo que se nota es una dificultad importante en cuanto a gestionar el día a día o el mediano plazo. Con Neuquén, por ejemplo, nosotros estamos planteando la necesidad imperiosa de resolver la logística de Vaca Muerta con foco en dos ejes: las rutas 22 y 151. No puede ser, teniendo en cuenta el actual nivel de actividad, que se tarden tres horas para entrar en los yacimientos. Sin obras, la situación será totalmente insostenible cuando se sumen Vaca Muerta Sur o el proyecto de gas natural licuado (GNL). Y lamentablemente nos cuesta muchísimo poder discutir esta cuestión”, criticó.
Es urgente, continuó, resolver la problemática de las concesiones ferroviarias. “A nuestro entender, la vía del Ferrocarril General Roca que va de Bahía Blanca a Barda del Medio o a Zapala forma parte del núcleo estratégico. Y nos resulta muy complejo encontrar los funcionarios y la mesa de decisión para abordar el tema”, remarcó.
Junto con su par neuquino Rolando Figueroa, Weretilneck está pidiendo concretamente la provincialización de las rutas. “No digo que tengan que darnos la razón, pero sí que deben darnos un lugar en la agenda. Queremos que las provincias y el sector privado podamos generar un modelo de concesión distinto al vigente. ¿Qué mejor que la transferencia de las rutas para un Gobierno que dice que el Estado nacional debe ser más chico?”, se preguntó.
Nuevas leyes
En relación con las oportunidades que significan para Río Negro obras como Vaca Muerta Sur o el proyecto de GNL de YPF, Weretilneck no sólo resaltó la importancia de la adhesión de la provincia al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), sino que también anunció el envío a Legislatura de tres nuevas leyes que buscan su aprobación antes de que cierre el año. “La primera es una Ley de Puertos para ordenar jurídicamente y darle competitividad a la actividad de cuatro terminales portuarias: la de San Antonio Este, que está operativa y será el epicentro logístico de lo que se viene, y las instalaciones que usarán Pan American Energy (PAE), Golar y Pampa Energía con el buque ‘Hilli’; YPF y sus socios con ‘Argentina LNG’; y las empresas que impulsan Vaca Muerta Sur en Punta Colorada”, puntualizó.
La segunda norma que espera por su sanción, agregó, apunta al perfeccionamiento de las áreas de parques industriales y logísticos que se instalarán no sólo en la zona limítrofe con Neuquén, sino también en el golfo. “Adicionalmente, promovemos una ley de beneficios impositivos para todas las empresas que se radiquen en esas nuevas áreas o en las ya existentes”, completó.
En definitiva, resumió, la idea es adaptarse lo más rápido posible a los requerimientos de la industria. “La provincia tardó un año para aprobar de punta a punta la obra de Vaca Muerta Sur. Sabemos lo que eso significa para el sector y por eso hemos reducido los plazos de trámites para los próximos proyectos, pero sabiendo que ninguna propuesta es sustentable sin licencia social. Lo peor que nos puede pasar es la judicialización”, sentenció.
Pelea convencional
Amén de destacar los esfuerzos de petroleras como Phoenix y Capex para ampliar el horizonte productivo de Río Negro, Weretilneck cree que los yacimientos convencionales de la provincia todavía pueden dar mucho más. “Está dura esa pelea. Entendemos lo que está pasando en la industria a partir del impulso que significan los proyectos en Neuquén. Pero con el aporte que venimos haciendo, merecemos mayor respaldo en el segmento convencional. Vamos a dar de baja dos o tres concesiones, y estamos siendo muy exigente con las negociaciones”, advirtió.
Aunque los plazos se están agotando, anticipó, esta semana podría haber novedades importantes. “Contamos con un buen ambiente laboral, empresarial y gremial como para realizar las modificaciones necesarias para mejorar el funcionamiento del segmento convencional”, concluyó.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que el gobierno está trabajando contrareloj en un nuevo esquema de subsidios para el gas natural y la electricidad. “Probablemente ahora se extienda el período de transición del esquema de segmentación actual en N1, N2 y N3, pero la idea final es ir a una tarifa focalizada, que es lo más parecido a una tarifa social”, aseguró al exponer en la inauguración del Energy Day organizado por EconoJournal.
La intención oficial es que solo reciban subsidio aquellos sectores que verdaderamente lo necesitan con un esquema destinado a fomentar la eficiencia en el consumo. “El subsidio para las personas que lo necesitan va a fomentar la eficiencia en el uso. Es decir, queremos que haya un bloque mínimo subsidiado, pero a partir de ahí que se empiece a manifestar en la tarifa el costo real de la producción, el transporte y la distribución”, remarcó Tettamanti.
–¿Cuándo lo piensan implementar? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
–Lo venimos trabajando mucho. Nos hubiera gustado publicarlo esta semana, pero estábamos haciendo los últimos cálculos del impacto en las tarifas.
–¿Entonces es inminente la reformulación del programa de segmentación?
–Sí, vamos a fijar un período de transición hasta abril y después ir a una tarifa focalizada.
–¿La intención oficial es introducir un esquema típico de un bloque de tarifa social con algún tipo de bonificación terminando con los niveles N1, N2 y N3 y sin ir a un instrumento más complejo como el de la canasta básica?
Sí, pero la idea sí es que ese bloque subsidiado refleje un poco mejor las diferencias de necesidad de consumo que tienen las familias en las distintas geografías argentinas debido al tema climático. En gas natural ya existe, pero en energía eléctrica no.
María Tettamanti inauguró el Energy Day organizado por EconoJournal.
Revisión Quinquenal Tarifaria
Tettamanti también se refirió a la revisión quinquenal de tarifas que impulsa el gobierno para salir del esquema de transición actual. “El valor de las tarifas tiene que salir de un cálculo que respete una metodología que fijaron los entes. Creo que no debería ser difícil salir de esta situación. Estuve trabajando bastante con Osvaldo Rolando (interventor del ENRE) en las tarifas de Edesur, Edenor y Transener. En las tarifas de gas natural hemos tenido un par de reuniones, pero no hemos avanzado mucho, pero yo estoy convencida de que esa revisión hay que hacerla”, sostuvo.
Luego fue cautelosa con el tema de los tiempos. “Veremos con qué ritmo se puede hacer. Si se puede hacer de una sola vez o en dos o tres pasos como se hizo en la RTI de 2017. A veces uno tiene muy claro dónde quiere llegar, pero hay que ver en qué tiempo. Es como si uno está en Buenos Aires y quiere llegar a Mar del Plata. ¿En qué tiempo se puede llegar? ¿Tenés una autopista perfectamente asfaltada y tenés un auto último modelo o tenés un camino poceado con un auto que se queda cada dos por tres? Las tarifas tienen que estar determinadas por los principios de la ley. La tarifa tiene que ser justa y razonable, cubrir los costos y garantizar una rentabilidad. Creo que vamos a poder lograrlo, pero lo tengo que ver con el ministro de Economía y con Daniel González (secretario coordinador de Energía y Minería) porque no podemos hacer algo en este sector que vaya en contra de poder hacer sustentable la macroeconomía. El sector va a invertir no solo si ve que hoy las reglas son buenas para invertir sino si las reglas son perdurables en el tiempo. Vayamos un poco más despacio, pero lleguemos ahí”, sostuvo.
Ampliación de transporte eléctrico
La secretaria de Energía sostuvo también que “en los próximos 10 o 15 vamos a sacar una licitación para comenzar con una de las fases de lo que fue el plan de ampliación de transporte de alta tensión que determinó la resolución 507/2023 y vamos a comenzar con el AMBA I, una línea de alta tensión de Vivoratá a Plomer, con una estación transformadora en Plomer. Después una línea de alta tensión entre Ezeiza y Plomer y entre Atucha y Plomer también. Es una obra de unos 1000 millones de dólares”.
Ampliación de generación eléctrica
La funcionaria se refirió además al plan oficial para ampliar la capacidad de generación de electricidad luego de la decisión oficial de suspender la licitación TerConf. “Queremos ir a un esquema donde los privados sean quienes firmen los contratos, pero estamos pensando en una transición para que en ese camino la tarifa del residencial no tenga un impacto muy grande”, aseguró. Luego precisó que “queremos licitar generación, pero que esa nueva generación sea firmada entre distribuidoras y generadores o generadores y grandes usuarios. Vamos a tratar de que sean directamente los privados, pero para eso tenemos que hacer que las distribuidoras sean agentes de créditos para que los generadores se animen a firmar contratos. Para eso tenemos que solucionar las deudas que las distribuidoras tienen con CAMMESA ofreciendo un plan de financiación”.
«Buscamos que haya libertad, que se den permisos de exportación, tanto de crudo como de gas natural», dijo Tettamanti.
Reglamentación de la ley bases
El gobierno reglamentó la semana pasada el capítulo de energía de la Ley Bases. La norma busca desregular el mercado y privilegia la exportación de hidrocarburos. Sin embargo, establece una serie de causas por las cuales el Estado podría objetar total o parcialmente esas exportaciones. “La idea es que en la legislación el Estado se guarde una llave para una situación que sea de fuerza mayor y muy complicada, pero buscamos que haya libertad, que se den permisos de exportación, tanto de crudo como de gas natural”, dijo Tettamanti.
“Hay un temor muy grande por lo que ocurrió en Argentina en el pasado cuando tuvimos que cortar las exportaciones de gas a Chile, pero lo que no nos tenemos que olvidar es que eso ocurrió justamente porque el Estado intervino. Si lográs que las distribuidoras tengan contratos a largo plazo y que hagan lo que marca la ley que es asegurarse el abastecimiento de la demanda prioritaria y que los grandes usuarios tengan su contrato en condición firme, la oferta va a responder a eso y va a haber saldos exportables y el Estado no va a tener que intervenir. En el marco de libertad va a haber generación para consumo interno y para exportar y no va a ser necesario usar esa llave que siempre se guarda el Estado. El espíritu es de maximización de la renta y libertad de mercado”, concluyó.
Gasoducto Perito Moreno
El gobierno declaró este lunes de interés público la iniciativa privada de Transportadora Gas del Sur para ampliar el Gasoducto Perito Moreno y aumentar el transporte de gas desde Vaca Muerta, especialmente a la zona del Litoral. Tettamanti se refirió además al proyecto de licitar el segundo tramo del Perito Moreno. “Por el momento no está en agenda. Lo queremos es que sea el sector privado el que amplíe el transporte, una muestra es lo que hizo TGS. En la década del 90, trabajaba en Camuzzi y todos los años venía TGS y me preguntaba qué necesidad de transporte iba a necesitar el año que viene y se hacían las ampliaciones. Con una tarifa que de previsibilidad a los empresarios, van a venir compradores y se van a poner de acuerdo sobre qué capacidad están dispuestos a comprar, a los costos que tenga el transporte y se harán los open seasons. Me parece que el esquema de la concesión de Enarsa con la ley 17.319 es un escollo que hoy tengo que estudiar para ver cómo hacemos para salir de eso y volver al esquema de tarifas bajo la ley 24.476, que funciona”.
–El ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, planteó en el programa de streaming Dinamo planteó que el Estado debería evaluar desprenderse de las acciones del Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner). ¿Es algo que evalúas?
–Sí, totalmente. Enarsa estaba en la lista de empresas a privatizar de la Ley Bases y para privatizarla primero tenés que empezar a desprenderte de los negocios. No tengo ninguna duda de que eso tiene que ser una concesión privada.
Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, tendrá una participación del 20% en la sociedad Sotuer Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto de Gas Natural Licuado. La iniciativa contempla la instalación de un buque de licuefacción en el Golfo de San Matías, en Río Negro. Frente a esta propuesta, Pampa se comprometió a suministrar el 22,2% de los volúmenes de gas natural desde sus yacimientos en la cuenca neuquina.
Gustavo Mariani, CEO y vicepresidente de Pampa Energía, aseveró: “Decidimos sumarnos porque consideramos que es un proyecto muy importante para que el país se transforme en exportador mundial de gas natural licuado”. “Esto ayudará a la consolidación de la estabilidad macroeconómica, transformando las inconmensurables reservas que tenemos bajo tierra en divisas que agigantarán la política de superávit comercial” agregó.
Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, sostuvo que “el gas natural no convencional de Vaca Muerta es competitivo con los mejores recursos a nivel mundial y necesita desarrollar nuevos mercados para consolidar su crecimiento. El GNL nos abrirá la puerta al mundo y con Sotuer Energy buscamos ser un proveedor confiable para el mercado global. Este proyecto, al que hoy se suma Pampa Energía, es el primer paso de un camino que se desarrollará en etapas y que debe involucrar a toda la industria”.
La iniciativa
El proyecto liderado por Pan American Energy permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural. A través de una inversión de 2.900 millones de dólares en los próximos 10 años, y que se prevé alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil. El proyecto permitirá la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” de Golar, contratado por Southern Energy.
El buque tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural. Este proyecto, que recientemente solicitó su ingreso al RIGI, permitirá posicionar a la Argentina en el mercado global de GNL, en donde el país aún no tiene participación. Además, favorecerá la creación de empleo y el desarrollo de toda la cadena de valor del gas natural con elevada participación de proveedores locales.
En la actualidad, Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos de gas natural por día en sus yacimientos Sierra Chata y El Mangrullo en Vaca Muerta, con picos de 17 millones en invierno.
La empresa kazaja Kazatomprom ganó una licitación para proveerle a la estatal Dioxitek el concentrado de uranio necesario para fabricar los elementos combustibles que requieren las centrales nucleares argentinas. El primero de los tres envíos pactados llegó el 1 de diciembre del año pasado, pero el gobierno de Javier Mileino cumplió con las condiciones de pago y los kazajos interrumpieron el abastecimiento, lo que podría derivar en la paralización de Atucha II y Embalse para mediados de año próximo cuando se acaben las reservas.
Atucha II tiene una capacidad de generación de 745 MW y Embalse otros 683 MW. Por lo tanto, si esas centrales dejan de generar energía se perderían 1428 MW en un momento donde la capacidad de generación se encuentra por debajo de la demanda de energía proyectada para los próximos meses. Los elementos combustibles también son indispensables para que opere Atucha I, pero esa central salió de servicio a fines de septiembre para que se lleve adelante la extensión de su vida útil, obra que demorará unos 30 meses.
Central nuclear Atucha II.
El default con los kazajos
El acuerdo con Kazatomprom contemplaba tres envíos anuales de unas 170 toneladas de uranio concentrado cada uno. El mecanismo de fijación de precio acordado fue bajo un esquema spot que toma la cotización promedio del insumo en una revista especializada durante las 8 semanas anteriores a la llegada del embarque.
El precio final del primer envío fue de US$ 34,5 millones. El 50% se debía pagar a los 30 días y el otro 50% a los 60 días. Sin embargo, cuando todavía no se había pagado ni siquiera la primera parte el Banco Central emitió una comunicación donde estableció que las deudas de importación de bienes y servicios debían ser canceladas con los Bonos para la Reconstrucción de una Argentina Libre (Bopreal).
Como era de esperar, los kazajos se negaron a aceptar los Bopreal, pero Dioxitek no tenía acceso al mercado de cambios. Por lo tanto, la negociación se empantanó y Argentina quedó en default. La empresa estatal pagó el 95% de la deuda recién entre junio y julio, pero antes de realizar el segundo envío los kazajos endurecieron su postura y exigieron que se cancele el monto que faltaba, se pague una multa por el incumplimiento, se firme una adenda al contrato y se les otorgue una carta de crédito garantizada.
El primer embarque había salido desde San Petersburgo y demoró 6 meses en llegar a Buenos Aires, pero por las sanciones que se le aplicó a Rusia luego de la invasión de Ucrania ningún banco se mostró dispuesto a otorgar una carta de crédito para un envío proveniente de San Petersburgo. Una segunda opción que se exploró fue que el concentrado de uranio llegara desde Georgia, aunque el viaje ya no iba a demorar 6 sino 8 meses.
Si en julio se hubiera cumplido con las condiciones que fijó Kazatomprom, el segundo embarque podría haber arribado en marzo de 2025. Distintos funcionarios advirtieron durante meses sobre la necesidad de resolver el tema con urgencia porque las proyecciones indican que Dioxitek se va a quedar sin concentrado de uranio a mediados de mayo de 2025 y el stock de elementos combustibles que tienen las centrales nucleares es mínimo. Sin embargo, el gobierno nunca terminó de resolver el tema.
En los últimos meses incluso se exploró la posibilidad de buscar otros proveedores para un envío puntual, pero para que Nucleoeléctrica, la empresa que administra las centrales, autorice la compra, primero se debe obtener una nota de Kazatomprom que diga que no va a poder enviar el producto en los plazos requeridos y los kazajos no van a enviar ninguna carta hasta que se les cancele la deuda pendiente. Además, mantener el default con esa firma también complica la relación con cualquier otro proveedor del sector. EconoJournal confirmó con dos técnicos del sector nuclear sin contacto entre sí que hasta este viernes la deuda continuaba impaga. También consultó por Whatsapp a fuentes de la empresa kazaja quienes prefirieron no responder.
Cómo se elaboran los elementos combustibles
Con el concentrado de uranio, Dioxitek produce polvo de dióxido de uranio que es utilizado por la empresa Conuar para fabricar pastillas de dióxido de uranio que se le proveen a las centrales nucleares. Esas pastillas se colocan en el interior de tubos de aleación de zirconio (llamados vainas) que se ensamblan para formar los elementos combustibles. Estos elementos son estructuras diseñadas específicamente para cada tipo de reactor.
Se utiliza el término elementos combustibles, en lugar de simplemente combustibles, para destacar que no se trata de una sustancia simple o cruda, como el carbón o el petróleo, sino de una estructura compleja y diseñada específicamente para ser usada en reactores nucleares. Embalse, por ejemplo, es un reactor de tecnología Candu con un diseño estándar. Por lo tanto, los canadienses podrían llegar a proveer los elementos combustibles. Atucha II, en cambio, es un diseño original desarrollado por Kraftwerk Union (KWU), una filial de Siemens, pero cuando se retomó la construcción en octubre de 2006 KWU había desaparecido y fue la estatal Nucleoeléctrica la que terminó la obra introduciendo ciertas variantes al diseño original, lo que obliga a ser más cautelosos al momento de evaluar la incorporación de elementos combustibles alternativos.
El presidente para el Cono Sur de Tenaris, Javier Martínez Álvarez, puso en relieve la importancia de la integración de la Argentina con la región para el desarrollo energético y económico. Lo hizo en un panel organizado por CIPPEC en la embajada de Francia que compartió con la ex secretaria de Energía, Flavia Royon, y el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren.
“La situación internacional nos fue sorprendiendo con transformaciones inesperadas como la guerra en Europa, impensable hace unos años atrás, un conflicto mucho más grave en Medio Oriente y la pandemia. Estos factores incorporaron un nuevo eje a la discusión global y, puntualmente, al eje de la transformación energética. Por este motivo, muchos países sumaron la preocupación por la seguridad energética”, explicó el ejecutivo de Tenaris, empresa del Grupo Techint.
Martínez Álvarez añadió que “Europa tiene una agenda muy fuerte en la transición energética y otros países también tienen una marcada prioridad para su propio desarrollo. Hoy tenemos distintas regiones con distintas agendas”. El ejecutivo remarcó que este escenario internacional para la Argentina “implica que cambia la velocidad con la que creíamos que íbamos a transcurrir la transición energética en el país”.
“Necesitamos integrarnos, como ocurrió con el acuerdo del gobierno con Brasil por el gas de Vaca Muerta, para dar previsibilidad a inversiones que son muy significativas. Estamos en una parte del mundo donde no hay conflictos bélicos. Todo lo que promueva la integración política, energética y económica le da estabilidad a la región”, sostuvo.
Petróleo, gas y renovables
El presidente de Tenaris para el Cono Sur subrayó que “hay una urgencia para desarrollar la relevante ventana en petróleo de Vaca Muerta” y agregó que “vislumbramos un desarrollo del crudo de al menos 30 años”.
“El petróleo requiere de una menor inversión relativa, pero desarrolla habilidades, conocimientos e infraestructura que alumbra un potencial enorme en gas en Vaca Muerta que, a su vez, es un fuerte respaldo para las energías renovables”. Martínez Álvarez afirmó también que “el gas de la cuenca Neuquina requiere de inversiones mucho más cuantiosas y ajustadas y se necesita el desarrollo previo del petróleo”.
Consensos e inversiones
El director de Tenaris incorporó la relevancia de las condiciones de borde de la explotación de petróleo y gas: “la magnitud de la oportunidad en la cuenca Neuquina depende muchísimo de tener las condiciones adecuadas. El desarrollo de Vaca Muerta puede ser bueno, muy bueno o extraordinario. Dependemos de leyes robustas y consensos que atraigan inversiones para acelerar la velocidad del desarrollo del petróleo, gas y las renovables”.
Por último, Martínez Álvarez describió que “pasamos de la defensiva, donde faltaba gas en el país y teníamos el riesgo de faltante de dólares, al ataque y, ahora, viendo oportunidad clara de desarrollo. El gas de Vaca Muerta tiene que desarrollarse, tiene que estar en la cordillera en los proyectos mineros y en la oportunidad que se abrió con Brasil”.
El gobierno finalmente reglamentó el capítulo sobre energía de la Ley Bases. La norma aprobada por el Congreso a fines de junio introdujo más de 50 modificaciones en la ley de Hidrocarburos 17.319 orientadas a desregular el mercado. Uno de los cambios centrales fue la decisión de privilegiar la exportación de hidrocarburos por sobre el autoabastecimiento. Sin embargo, la reglamentación publicada en el decreto 1057/24 relativiza esa posibilidad al establecer una serie de causas por las cuáles se podrán objetar total o parcialmente las exportaciones, aunque una vez que expire el plazo para las objeciones no podrán afectarse las exportaciones en curso.
Antes de la entrada en vigencia de la Ley Bases, el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos, promulgada en 1967, decía que “durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos”.
En otras palabras, el mercado interno se imponía por sobre la exportación. De hecho, las petroleras interesadas en exportar crudo debían iniciar un trámite en la Secretaría de Energía tres meses antes de concretar la operación. En ese acto informaban cuánto petróleo tenían previsto vender al exterior y a partir de ese momento se abría un plazo de 5 días hábiles para que cualquier refinador local que deseara ese crudo pudiera cruzar esa operación de exportación y reclamar el petróleo para su refinería.
El artículo 105 de la Ley Bases modificó el artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos y estableció que los permisionarios y concesionarios tienen el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, aunque anticipó que “el efectivo ejercicio de este derecho estará sujeto a la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional”.
Qué dice la reglamentación
El artículo 16 del Anexo 1 del decreto reglamentador establece ahora las causales de objeción que puede hacer valer la Secretaría de Energía para exportar total o parcialmente las exportaciones.
a) la falta de disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados;
b) la falta de acreditación -en el caso de exportación de hidrocarburos y/o sus derivados cuyos términos exijan la acreditación a lo largo de su vigencia- de la disponibilidad proyectada de producción propia o cantidades firmes acordadas con productores, o reservas probadas, posibles y/o probables, o recursos, o su capacidad de producción.
c) la falta de exactitud o veracidad en la información y/o documentación respaldatoria de la operación de exportación.
d) la falta de acreditación de capacidad en alguna de las etapas que integran la operatoria de exportación de hidrocarburos;
e) las prácticas anticompetitivas, incluyendo el “dumping” respecto del mercado interno en las mismas condiciones;
f) la existencia y/u ocurrencia de variaciones imprevistas y significativas en precios de mercado interno; o
g) la falta de proporcionalidad respecto de las proyecciones informadas conforme a lo determinado en los artículos 12 y 13 y la seguridad de suministro al mercado interno.
El artículo 17 del Anexo I dice que para hacer valer cualquiera de estas causales de objeción la Secretaría de Energía deberá realizar estudios y análisis técnico-económicos donde quede clara la incidencia de la exportación solicitada en las condiciones de seguridad del suministro del mercado interno.
En el artículo 18 del mismo anexo establece que la seguridad del suministro en el mercado interno “comprende la disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados en volumen, calidad y condiciones económicas comerciales razonables para el abastecimiento de las necesidades del mercado interno, incluyendo las fuentes y costos de importación de hidrocarburos y combustibles alternativos”. Luego agrega que “los volúmenes excedentes a las necesidades del mercado interno no podrán afectar la seguridad del suministro”.
El artículo 19 establece que el plazo de la Secretaría para objetar la exportación es de 30 días hábiles contados a partir de la notificación de exportación y el artículo 23 establece que una vez que ese período se cumpla el regulador “no podrá realizar objeción alguna y las exportaciones en firme no podrán ser revisadas nuevamente una vez transcurrido el plazo previsto en el artículo 19”.
Una opción interesante contemplada en el artículo 20 del anexo I es que una vez que se verifique la necesidad efectiva del mercado interno de requerir volúmenes similares a los de la exportación solicitada, la empresa podrá reemplazarlos “mediante la adquisición y/o importación de los volúmenes de hidrocarburos de calidad equivalente”. Es decir, para cuidar la relación con su cliente una empresa podría eventualmente decidir continuar con la exportación y salir al mismo tiempo a importar crudo para compensar esa exportación.
La Inteligencia Artificial (IA) está revolucionando la forma en que operan las diversas industrias y el sector de refinación de hidrocarburos para la producción de combustibles no es la excepción. Representantes de las empresas y los sindicatos se reunieron para explorar cómo las tecnologías de la IA transformarán las dinámicas laborales y operativas.
Patricio Bulgheroni, coordinador general del proyecto de diálogo intrasectorial, consideró que en un mundo cambiante es necesario que empresarios y sindicatos trabajen en estrategias que vayan hacia un cambio gradual y a largo plazo. “Hemos podido institucionalizar este espacio bajo la órbita de la Cámara Argentina de la Energía (CADE) y crear un foro sindical y empresarial de la industria de la refinación”, celebró.
Marcelo Aldeco, vicepresidente de Relaciones Laborales de YPF, mencionó que uno de los principales objetivos del diálogo encarado con los sindicatos es construir confianza y fomentar una visión conjunta para abordar desafíos como la transición energética y la implementación de inteligencia artificial. En ese sentido, aseveró que: «Es fundamental sentarnos a la mesa y discutir las cosas que nos van a pasar. Vamos a estar ahí para preparar a nuestra gente y encontrar soluciones”.
La jornada
El encuentro se dio en la sede de la Universidad Católica Argentina, donde su rector, Miguel Schiavone, remarcó que “la IA no reemplazará al humano, sino que las personas serán reemplazadas por otras que tengan conocimiento en este campo. Por lo tanto, la clave está en democratizar el saber”, argumentó.
“La mejor forma de reivindicar el derecho de los trabajadores es fomentar el diálogo, dejando en claro que la persona que invierte y apuesta por el país no es un enemigo, sino que forma parte del componente en la relación del crecimiento al desarrollo”, aseguró Gerardo Martínez, secretario general de la Uocra y actual secretario de Relaciones Internacionales de la CGT.
Diálogo
Miguel Peirano, director ejecutivo de CADE, resaltó la importancia de que la organización que lidera se haya incorporado al diálogo entre empresas y sindicatos vinculados a la refinación. “Cuanto más profunda sea la relación, el enriquecimiento será mayor no solo en los vínculos, sino en la posibilidad de transformar en forma virtuosa todos los temas que se van planteando en un escenario económico y social dinámico”, afirmó.
A su vez, el vicepresidente de Relaciones Laborales de Pan American Energy (PAE), Sergio Faraudo, recordó que, desde la evolución del hombre en el neolítico, cuando construyó sus primeras herramientas, se pasó por diferentes revoluciones.
Sin embargo, consideró que desde aquella época no hubo un cambio más grande que la revolución digital y el proceso que se vive en estos momentos. “Este hecho no es menor y se debe tener en cuenta para analizar la complejidad del proceso que se está viviendo y cómo encararlo en el marco laboral”, analizó Faraudo.
“Entendernos como parte de un ecosistema implica asumir nuestra autonomía, pero también nuestra interdependencia”, señaló el ejecutivo de PAE. En esta línea, explicó que el sector enfrenta el desafío de reconsiderar el rol de los líderes y adaptar sus estrategias a los cambios que exigen tanto el mercado como la sociedad. “Estamos trabajando en liderazgos distintos, en modelos que no solo sean sostenibles, sino que permitan generar nuevos puestos de trabajo adaptados a las necesidades actuales”, puntualizó.
Gabriel Barroso, secretario general de la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles, le dio valor a la capacitación de las empresas con los obreros. “Entendemos que la tecnología y la robotización es algo que se viene. Dentro de los aspectos positivos, la inteligencia artificial es capaz de mejorar la seguridad y salvar vidas. De nuestro lado siempre valoramos a las partes que busquen dialogar”, sostuvo.
Por último, Mario Lavia, secretario adjunto de la Federación de Petroleros, y Julio Schiantarelli, del Supeh, coincidieron en la importancia del diálogo entre empresas y sindicatos para analizar juntos los desafíos laborales de la industria.
La transición energética global es uno de los temas centrales en la agenda de la cumbre del G20 y de la COP30, que también será organizada por Brasil en 2025. El reciente estudio Energía Verde en América Latina, realizado por Broadminded, el equipo de investigación de la agencia de comunicaciones Sherlock Communications, resalta el gran potencial de América Latina para liderar esta transición, recopilando datos y perspectivas de expertos multidisciplinarios sobre el avance de la energía verde en la región.
Según el estudio, que reúne datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), el 60% de la electricidad de América Latina se genera a partir de energía renovable, posicionándola como una de las redes eléctricas más limpias del mundo. Países como la Argentina, Chile, México y Brasil están liderando el camino, siendo Brasil responsable del 58% de la nueva capacidad de energía renovable de América Latina para 2030.
El sector de energías renovables en Argentina ha surgido como un foco de inversión, impulsado por la abundancia de recursos naturales y la creciente demanda de energía sostenible. Según el informe mencionado, se espera que Argentina aporte el 47% de la capacidad renovable de América Latina para 2030, posicionándose como el tercer mayor contribuyente después de Brasil y Chile.
La Argentina en el panorama de la Energía Verde
A pesar de enfrentar desafíos económicos y regulatorios, Argentina está demostrando un fuerte compromiso con la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible.
Del estudio se desprende que la nueva administración, liderada por el presidente Javier Milei, ha implementado una serie de reformas económicas con el objetivo de crear un clima de inversión más atractivo para el sector energético. La Ley Bases, que otorga amplios poderes al Ejecutivo, y el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) son claros ejemplos de este compromiso. Estas iniciativas, junto con la ambiciosa proyección de inversiones de hasta $16.5 mil millones en 2026, delineada por el exsecretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo, apuntan hacia un futuro energético más próspero y diversificado.
Con reformas en curso y un mayor apoyo a la inversión, la Argentina está bien posicionada para aprovechar su vasto potencial en energías renovables y convertirse en un líder regional en la lucha contra el cambio climático, según se desprende del estudio.
Visión regional: América Latina como líder global en energía renovable
Aunque la mayoría de los países aún dependen de una matriz hidroeléctrica predominantemente, la región ha demostrado un progreso significativo en la diversificación de sus fuentes de energía limpia, especialmente en proyectos de energía eólica y solar.
«América Latina, especialmente Brasil y Chile, podría convertirse en un gran exportador de esta vital fuente de energía. Pero el éxito de la región dependerá de navegar las complejidades regulatorias, asegurar un financiamiento adecuado y equilibrar la transición desde los ingresos de combustibles fósiles con nuevas oportunidades para exportaciones de energía verde», dijo Patrick O’Neill, Socio director de Sherlock Communications.
Aunque América Latina avanza hacia un liderazgo en la transición energética global, los expertos entrevistados en el estudio señalan desafíos estructurales clave que deben superarse para consolidar esta posición.
Uno de los principales desafíos involucra las estrategias de financiamiento para proyectos de infraestructura esenciales para la transmisión y almacenamiento de energía. Además, la estabilidad macroeconómica y política es crucial para el avance de la energía verde en países como Argentina y Perú, donde estos factores son esenciales para atraer y mantener inversiones en el sector.
«Aunque América Latina es un líder global en energía renovable, existen numerosos desafíos. Superar estos obstáculos es crucial para que la región mantenga y expanda su papel de liderazgo en la transición hacia un modelo energético más sostenible y resiliente», concluyó O’Neill.
La Unión Europea (UE) busca garantizarse el abastecimiento futuro de minerales críticos para su industria, en un contexto global donde China se está quedando con la mayor cuota del mercado internacional. Las materias primas de la minería son fundamentales para la transición energética y la fabricación de vehículos eléctricos en el viejo continente. En los últimos meses hubo un marcado aumento del interés de Europa en el sector minero de la Argentina, en particular en los proyectos de cobre.
Entre el 9 y 13 de diciembre se llevará a cabo en Bruselas (Bélgica) la Semana Europea de las Materias Primas, un evento organizado por la UE que reúne a gobiernos y empresas del sector minero. Allí viajará una delegación de la Argentina que estará conformada, entre otros, por el gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, que este miércoles fue nombrado presidente de la flamante Mesa del Cobre que se creó en la Cumbre de Minería que se realizó en Mendoza y que contó con varios mandatarios provinciales.
Bruselas
La delegación argentina tendrá como protagonista a Los Azules, un megaproyecto de cobre ubicado en San Juan, cerca de la frontera con Chile. Los ejecutivos de la empresa McEwen Copper, a cargo del desarrollo cuprífero, fueron especialmente invitados desde Bruselas y ya tienen previsto reuniones con gobiernos, cámaras empresarias y bancos de desarrollo.
Previo al viaje a la capital de Bélgica y sede de la UE, EconoJournal dialogó con Michael Meding, gerente general de Los Azules y vicepresidente de la compañía canadiense McEwen Copper, que señaló: “Europa entendía que los mercados iban a regularse y que iban a tener disponibilidad de las distintas materias primas mineras a la medida de la demanda, pero el mundo se está balcanizando y el abastecimiento no está garantizado, tanto para el sector minero, oil & gas y agrícola”.
El ejecutivo, que en octubre asumió como gerente de Gemera, la entidad de empresas de exploración minera, destacó que los países europeos analizan cómo asegurar el abastecimiento de las materias primas estratégicas, sobre todo después de lo que le pasó a Alemania con el gas ruso luego del inicio de la guerra en Ucrania.
“Empresas que fabrican maquinarias o automóviles tienen una fuerte predisposición en invertir directamente en proyectos, no sólo abastecerse a través de los mercados”, subrayó Meding, que agregó que “Europa quiere abastecerse de cobre argentino por una cuestión de mercado y por geopolítica”.
Aumento de la demanda
Según el informe de BHP, “Cómo el cobre moldeará nuestro futuro” (septiembre de 2024), la demanda mundial de este mineral aumentará 70% hasta 2050 (se incrementará en 22,1 millones de toneladas).
En la actualidad, toda la minería en la Argentina exporta por año entre US$ 4.000 y US$ 5.000 millones. En el sector apuestan a que, en el corto plazo -cinco a ocho años, para los tiempos mineros-, los cinco proyectos de cobre más avanzados, como son Los Azules, Josemaría y Pachón (San Juan), Taca Taca (Salta) y MARA (Catamarca) sumen US$ 10.000 millones de exportación, que serían envíos al exterior por un millón de toneladas por año.
En comparación, Escondida, la mina de cobre más grande del mundo, produce 1,3 millones de toneladas anuales. Satisfacer la demanda para 2050 requerirá poner en producción más de 16 minas similares a la chilena. Por este motivo, los megaproyectos de cobre argentinos despiertan interés en Europa.
Además de la canadiense McEwen, Los Azules tiene como principales accionistas al gigante minero Río Tinto (a través de la subsidiaria Nuton) con 14,2% y a la automotriz Stellantis (dueña de Peugeot, Fiat y Chrysler, entre otras) con otro 14,2%. Fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence en 2022.
Meding indicó que “Europa está analizando cuáles de los proyectos de cobre pueden cumplir con sus estándares y ser considerados como socios estratégicos. Vamos a presentar a Los Azules como posible destino de inversiones europeas en la Argentina”. El proyecto que impulsan McEwen, Rio Tinto y Stellantis prevé fabricar placas de cobre industrializado en la Argentina, a diferencia de otros desarrollos que planean exportar el concentrado.
Al igual que el evento que se realizará en Bruselas en diciembre, Los Azules despertó interés en otras ferias mineras como Precious Metals Summit realizado en Zúrich, Día de América Latina de Alemania celebrado en Hamburgo y el Foro ONE en Múnich. Allí ejecutivos de McEwen tuvieron conversaciones con el gobierno alemán y de otros países interesados en el proyecto.
A principios de noviembre el embajador de la UE en la Argentina, Amador Sánchez Rico, visitó las instalaciones del proyecto en San Juan con la intención de analizar inversiones. Por tal motivo, Meding resaltó que “el cobre es una oportunidad que la Argentina no debería dejar pasar. Ahora hay que ver cómo se puede empujar el desarrollo de estos proyectos”, añadió.
Los Azules
El proyecto, que tiene una vida útil de 30 años, espera la aprobación del estudio de impacto ambiental para antes de fin de año. En la actualidad, está en etapa de factibilidad, que termina en el primer semestre de 2025. En 2025 también hará la ingeniería. Luego, en 2026 comenzará la construcción.
Los Azules necesita nuevos caminos y una línea eléctrica. Según los planes de McEwen, en 2027 y 2028 avanzarán con la construcción masiva. El inicio de la producción comercial será a partir de 2029, “si la macro acompaña”, agrega Meding.
Para 2026 tiene que tener despejada la estructura de financiamiento. Hasta el momento obtuvo US$ 450 millones, pero ahora viene el bloque de financiamiento más grande, hasta llegar a los US$ .2500 millones. El consumo de agua de Los Azules será entre seis y ocho veces menor a otros proyectos de cobre de dimensiones similares. Lo ambiental es clave para conseguir financiamiento de Europa.
Chevron Argentina anunció que ochenta jóvenes completaron la Diplomatura de Operador Jr. en Petróleo y Gas. Los graduados son habitantes de Rincón de los Sauces y alrededores. La diplomatura consistió en cinco módulos, uno introductorio y cuatro específicos con contenidos en Mecánica Básica, Electricidad de Baja y Media Tensión, Automatización y Mecánica de Fluidos. En cada uno de los módulos, técnicos de Chevron Argentina compartieron sus experiencias laborales con los alumnos.
La iniciativa
Este proyecto nació con el objetivo de capacitar a los jóvenes de la localidad en herramientas técnicas clave para la industria del gas y el petróleo, un sector estratégico y de alta demanda en Neuquén, donde las competencias técnicas son cada vez más necesarias, según precisaron.
El diseño del programa estuvo a cargo de académicos de la Universidad Patagonia Argentina, con la participación de técnicos de Chevron Argentina, quienes aportaron una visión clara sobre los perfiles necesarios para la industria. Como parte de la semana de cierre, los estudiantes participaron en una charla sobre herramientas básicas de empleabilidad.
La entrega de diplomas se realizará el 19 de diciembre, en el marco del aniversario de la localidad de Rincón de los Sauces.
MetroGAS obtuvo por primera vez la certificación de norma internacional ISO 9001 por la gestión a la Calidad, otorgada por el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM), con lo que la empresa alcanzó la certificación trinorma. Desde la empresa distribuidora comentaron que la compañía “desde el 2003 mantiene ininterrumpidamente reconocimientos por sus sistemas de Salud en el Trabajo y de Gestión Ambiental y de Seguridad, con el fin de mantener al cliente en el centro de todas sus operaciones”.
“El logro de la distribuidora de gas más importante del país, con unos 2.500.000 de clientes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en 11 partidos del sureste del conurbano, forma parte de un paso importante del proyecto ‘Camino a la Excelencia’ iniciado por MetroGAS en 2021 y que propone aumentar la competitividad y asegurar la sustentabilidad de los resultados a largo plazo”, aseveraron.
Certificación
Daiana Barasch, directora de Riesgos y Calidad de la compañía, aseguró: “Hoy marcamos un nuevo hito en la historia de MetroGAS con la certificación de la norma ISO 9001. Fue el resultado de un esfuerzo sostenido durante los últimos cuatro años y requirió de un trabajo en equipo entre todas las áreas de la compañía, en busca de poner al cliente en el centro y brindar un servicio seguro, confiable y de calidad”.
La certificación ISO 9001 es reconocida mundialmente y ayuda a las organizaciones a mejorar su desempeño, cumplir con las expectativas de los clientes y demostrar su compromiso con la calidad del servicio.
El proceso de certificación implicó una revisión exhaustiva de los procesos internos, la capacitación de todo el equipo de trabajo y la implementación de un sistema que coordine la calidad y que facilite la identificación de oportunidades de mejoras.
La certificación trinorma ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001 busca mejorar continuamente la calidad en los procesos, la gestión ambiental de la compañía, reducir el impacto de las operaciones en el entorno, garantizar un ambiente de trabajo seguro para los empleados y fomentar una cultura de prevención de riesgos.
“Este reconocimiento refleja nuestro compromiso con la calidad en cada etapa de nuestras operaciones, destacando la implementación de procesos organizados y eficaces que aseguran la satisfacción de las necesidades de los clientes, y el cumplimiento de las exigencias regulatorias”, aseguró Barasch.
Finalmente, la directora de Riesgos y Calidad agregó que “la certificación no solo resalta la excelencia operativa de MetroGAS, sino también la vocación por la mejora continua. En un sector tan crítico como la industria del gas, la certificación ISO 9001 reafirma el compromiso de la compañía con la seguridad, la confiabilidad y el servicio responsable”.
En el marco de la octava edición del evento «Mujer Destacada en el Ámbito Empresarial«, organizado por Women Corporate Directors (WCD), Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energía Generación, ha sido reconocida con una mención especial por su Labor en Equidad de Género en el Ámbito Empresarial 2024. “Esta distinción subraya su destacado liderazgo en el sector empresarial y pone en valor el compromiso y trabajo continuo de Mariana liderando y participando de diferentes espacios empresariales e institucionales, y su incansable actividad para el empoderamiento de las mujeres”, remarcaron desde la compañía.
“Estoy muy emocionada y honrada de haber recibido este reconocimiento. Nuestro rol como líderes empresariales, va más allá de ocupar un lugar en una organización. Se trata de poder transferir y compartir el conocimiento adquirido y la experiencia con las personas con las que trabajamos e interactuamos diariamente, en la búsqueda y formación de nuevos y mejores líderes empresariales, porque ello redundará en más y mejores oportunidades para el desarrollo de la comunidad”, señaló Schoua tras recibir su mención.
A su vez, la ejecutiva expresó: “También, quiero felicitar al resto de las empresarias que fueron distinguidas porque el trabajo que realizan, en sus diferentes ámbitos, contribuye a tener instituciones empresariales más sólidas y sustentables”, concluyó la ejecutiva.
Reconocimientos
En esta nueva edición, se otorgaron otras menciones y reconocimientos especiales que reflejan el compromiso con la equidad, la innovación y el liderazgo. El Reconocimiento a la Mujer destacada en el Ámbito Empresarial 2024 fue para Verónica Marcelo; por otra parte, la Mención Especial a la Revelación en Innovación 2024 fue otorgada a Anna Cohen; mientras que el Reconocimiento a la Trayectoria 2024 distinguió a Gabriela Renaudo. El evento contó con la participación de figuras influyentes del mundo corporativo y ya se convirtió en un espacio de intercambio y reflexión sobre el futuro del liderazgo femenino en los negocios.
WCD, una organización global que conecta a más de 8.500 empresas en todo el mundo, tiene como objetivo promover la representación femenina en puestos de liderazgo en los directorios. En Argentina, el capítulo local de WCD se lanzó en 2017 con el apoyo institucional de KPMG y ha sido un motor clave en la visibilización de mujeres líderes. En esta ocasión, la edición 2024 contó con un panel destacado de disertantes quienes compartieron sus visiones sobre el futuro de los negocios y el rol esencial de las mujeres en las decisiones estratégicas.
El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, adelantó este martes que en las próximas horas se publicarán la reglamentación del capítulo de la Ley Basesreferido a energía. El funcionario, hombre de confianza del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, señaló que el Estado no podrá intervenir de manera discrecional sobre el precio de los combustibles y el petróleo. «Será un Estado atado de manos. Tendremos un Estado que se correrá del intervencionismo. El gobierno dejará de decirle a los privados si pueden o no exportar. El libre mercado es lo mejor para que las inversiones se puedan dar”, aseguró González este martes en un evento organizado por el CIPPEC en la Embajada de Francia.
González hizo referencia tácita al artículo 6 de la vieja Ley 17.319 (sancionada en 1967), que fue re-redactado por el gobierno de Javier Milei en la Ley Bases, pero que aún no fue reglamentado. El Ejecutivo tiene pendiente desde hace meses la publicación de ese texto, que generó un debate interno en el seno del gobierno y de la industria petrolera, entre aquellos que defienden una versión que siga permitiendo una mayor intervención del Estado sobre los precios doméstico del petróleo y los que aspiran a una apertura total del mercado local de crudo. Con la reglamentación que se conocerá en las próximas horas, el Ejecutivo buscará hacer equilibrio entre esos extremos.
Lo que está claro y se desprender de los dichos del secretario coordinador de Energía y Minería es que la el texto de reglamentación del nuevo artículo 6 implicará la eliminación de los cruces discrecionales de buques de exportación de petróleo que autoriza la resolución 241/2017, que aún está vigente. El objetivo del gobierno es que las empresas productoras de crudo en Vaca Muerta puedan vender su producción al mercado externo sin restricciones, modificando el esquema fijado por esa norma que establecía que las refinadoras tenían prioridad para limitar el comercio exterior.
Secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González
Impacto
En la Ley bases se estableció que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno”. Sin embargo, también se determinó que “los permisionarios, concesionarios podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, (aunque) sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía”.
En términos reales, la liberación total del mercado de petróleo implicaría que el precio local del crudo se acople sin distorsiones con el valor del barril a nivel internacional. Si ese fuese el caso, frente a un eventual fuerte salto del precio del petróleo a nivel mundial -como consecuencia de alguna situación extraordinaria o un conflicto bélico-, el importe doméstico del crudo debería reaccionar en la misma dirección, provocando una presión adicional sobre los precios de los combustibles.
Fuentes gubernamentales consultadas por EconoJournal explicaron, sin embargo, que la reglamentación del artículo 6 reservará herramientas en poder delEstado que le permitirán atemperar el impacto de una escalada del precio del petróleo. “Se establecerá que el Poder Ejecutivo no podrá intervenir en los precios, pero que tendrá la posibilidad de objetar si está en riesgo la seguridad del suministro local. En este momento no hay inconvenientes porque el precio local y el internacional están prácticamente igual”, explicó una de las fuentes consultadas.
Otra de las fuentes afirmó que “la reglamentación no está a favor de nadie, pero es un paso enorme que da el Estado». «Si el precio del Brent llegase por algún motivo de manera repentina a los US$ 100, la nafta no subirá un 50%. En esa situación, se garantizará que el suministro local esté abastecido. Lo que se reglamentará es que para objetar una exportación de petróleo de Vaca Muerta se necesitará de un dictamen, de elementos probatorios y razonabilidad”, agregó.
Vaca Muerta y el potencial exportador
Durante el evento de Cippec, González se refirió al potencial exportador de Vaca Muerta y afirmó: “Cuando uno mira las estimaciones algunos dicen que la demanda de petróleo va a empezar a caer en 2030, y otros que será en 2045 o 2050. Hoy producimos el 0,5% del petróleo del mundo. Tenemos el recurso y por eso debemos crear las condiciones para que esto se desarrolle rápidamente. Vamos a solucionar los cuellos de botella para abastecer la demanda de gas. Debemos exportar a países limítrofes”.
En esa línea, se refirió a los cupos de exportación y sostuvo que “la forma de maximizar las exportaciones no es con cupos. Debemos hacer una transición con petróleo. El proyecto de Pan American Energy y Golar es un perfecto primer paso para aprovechar la oportunidad que tenemos. Debemos tener incentivos hacia las compañías privadas”.
El funcionario también se refirió al rol del Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) y destacó el ingreso de diferentes proyectos vinculados a las energías renovables, GNL y minería. “No estamos generando beneficios para unos u otros, son para todos. Son incentivos naturales. El sector privado va a seguir invirtiendo”, consideró.
En junio, la transportistapresentó al Ministerio de Economía un proyecto de obras de ampliación de los sistemas de transporte existentes con una inversión de US$ 700 millones. El plan tiene como fin ejecutar una obra en el tramo Tratayén – Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte del primer tramo del ducto y que el gas de Vaca Muerta llegué a la región Norte y Litoral del país.
Se trata de un proyecto complementario al segundo tramo del gasoducto que no excluye la posibilidad de avanzar en la construcción de esta iniciativa, y que se llevará a cabo aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP). La idea es aprovechar la infraestructura existente, disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral, que significarán unos 14 millones de metros cúbicos adicionales durante el pico invernal provenientes de Vaca Muerta.
En base a esto, González remarcó que se trata de una obra que hará un privado y no el Estado. “Estas obras las harán los privados con otros privados. El sector privado está preparado para este cambio. Tenemos que crear las condiciones para que el sector privado pueda desarrollarse”, concluyó.
El gobierno declarará de interés público el proyecto de Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar la capacidad de transporte de gas proveniente de Vaca Muerta. El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, adelantó este martes en un evento organizado por Cippec que el Decreto que oficializa esa decisión se publicará en las próximas horas, muy probablemente mañana. El próximo paso es que el Estado convoque a una licitación para darle una oportunidad a todas aquellas empresas que quieran competir con la transportista controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki para quedarse con la obra.
TGS ya hizo un testeo hace un par de meses entre grandes usuarios industriales, distribuidoras y comercializadoras de gas natural para conocer si estaban interesados en demandar el gas adicional que aportara el proyecto y confirmó el interés de varios jugadores clave del mercado.
La obra
El proyecto busca disponibilizar volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral (14 MMm3/d) en el invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil con gas de Vaca Muerta, además de potenciar los saldos exportables a la región. La inversión total prevista —contemplando inversiones de transporte y en la producción de gas natural— asciende a unos US$ 700 millones.
La obra busca aprovechar al máximo la infraestructura de transporte existente para reducir los plazos de construcción y abaratar los costos. El plan está integrado por obras de ampliación en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados.
Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén – Salliqueló del Gasoducto Perito Moreno, ex Néstor Kirchner, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada. Por otra parte, el proyecto se complementa con una ampliación en el sistema regulado de TGS, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló acceda Gran Buenos Aires, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.
La obra en el Gasoducto Perito Moreno contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de los U$S 500 millones, mientras que en el sistema regulado de TGS abarca la instalación de 20 km de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en U$S 200 millones que TGS financiaría, aunque no resulte adjudicada en la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
Por qué se licita
El Régimen de Iniciativa Privada es un mecanismo que le permite a empresas privadas o particulares proponer proyectos de interés público al Estado Nacional. Si la iniciativa es de interés público y resulta técnica y económicamente viable se emite una resolución declarando de interés público el proyecto y se convoca a licitación pública para garantizar transparencia y competitividad.
A la empresa que presentó la iniciativa se le otorga un derecho de preferencia previsto en el artículo 12 del anexo III del decreto 713/2024. Allí dice que “cuando las ofertas presentadas fueran de conveniencia equivalente, será preferida la del promotor de la Iniciativa Privada”. Luego agrega que “se entenderá que existe equivalencia de ofertas cuando la diferencia entre la oferta del promotor de la Iniciativa Privada y la mejor oferta según el orden de prelación establecido por la Comisión Evaluadora no supere el 10%”.
También se aclara que la oferta del promotor de la iniciativa privada no podrá contemplar un monto de inversión que supere en más de un 20% el que hubiera estimado al momento de presentar el plan, actualizado por el índice de la Cámara Argentina de la Construcción.
Por último, en el artículo 14 se aclara que, si al promotor de la iniciativa privada declarada de interés público no se le adjudica la obra, tiene derecho a percibir, de quien resulte adjudicatario, en concepto de honorarios y gastos reembolsables, un 1% del monto de la oferta adjudicada. “Excepcionalmente, la autoridad licitante, previo al llamado a licitación pública, podrá incrementarlo hasta un máximo del 3% del monto de la oferta adjudicada, en función de las características del proyecto y de los trabajos llevados a cabo por el promotor”, se agrega en la norma.
El presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), Alberto Lamagna, anunció que la empresa esta negociando con la Corporación Andina de Fomento (CAF) un desembolso por US$ 210 millones para el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I. Lamagna también se explayó sobre la posibilidad de formar una joint venture con la francesa Framatome para producir radioisotopos médicos, en una exposición realizada en la reunión anual de la Asociación Argentina de Tecnología Nuclear (AATN).
La empresa estatal operadora de las centrales nucleares comenzó en septiembre la parada prolongada de extensión de vida operativa de Atucha I. Este proyecto y la construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II demandarán una inversión global cercana a los US$ 700 millones.
El presidente de la compañía afirmó que estan en conversaciones con la CAF para obtener un financiamiento por US$ 210 millones para la extensión de Atucha I y que estos fondos probablemente estarán disponibles ya en 2025.
«Con el apoyo y el seguimiento técnico del Organismo Internacional de Energía Atómica y de su director general Rafael Grossi iniciamos un posible financiamiento de la CAF», dijo Lamagna en el evento llevado a cabo en el Palacio Libertad (ex CCK) al que asistió EconoJournal.
También hay conversaciones con el banco BPI por un financiamiento por US$ 120 millones, aunque el presidente de NA-SA destacó que cuentan con los aportes del Tesoro nacional garantizados para este año y 2025. Por otro lado, la empresa lanzó en 2022 el fideicomiso NASA IV, con el que consiguió un fondeo total de US$ 180 millones.
El gobierno nacional liberó este mes una partida para gastos de capital para Nucleolectrica por 104.659 millones de pesos. Un segundo desembolso ocurriría en los primeros meses del próximo año.
Lamagna exponiendo en la reunión anual de la AATN.
Joint Venture con Framatome
Lamagna también se explayó sobre el acuerdo al que arrimaron con Framatome para avanzar en la producción de radioisótopos medicinales. Este acuerdo podría derivar en la conformación de una joint venture con la empresa francesa.
Nucleoeléctrica anunció ayer la firma con Framatome de un acuerdo para llevar a cabo un estudio de prefactibilidad sobre la instalación de sistemas para la producción de radioisótopos de vida corta, como Lutecio-177, en las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. Framatome cuenta con esta tecnología y ya esta siendo utilizada en una central CANDU en Canadá.
Lamagna explicó que Nucleoectrica analiza proyectos de joint ventures con otras compañías de diversa índole. En ese sentido, explicó que el acuerdo con Framatome podría derivar «en una empresa spin off de NA-SA o formar (el proyecto) parte de NA-SA». «Hay una primavera nuclear en el mundo y hay posibilidades de hacer joint ventures con más compañías», concluyó.
La Ceph, la cámara que nuclea a las empresas productoras de hidrocarburos, lanzó un proceso interno para contratar a una consultora que diseñe un plan de obras de infraestructura en Neuquén para el período 2025-2030. La entidad, que agrupa a los principales jugadores de la industria petrolera como YPF, PAE, Vista, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa, entre otros, recibió en los últimos 10 días las propuestas de tres consultoras diferentes. Deberá seleccionar a una de ellas durante la primera quincena de diciembre.
La iniciativa de la Ceph apunta a que generar consenso entre todas sus compañíassocias acerca de qué proyectos de infraestructura son prioritarios para el desarrollo de la producción no convencional de Neuquén. Sobre la necesidad de concreción de algunas obras —como por ejemplo el bypass de rutas que rodean Añelo, que está colapsado por la cantidad de camiones que día a día ingresan a los yacimientos hidrocarburíferos— existe un acuerdo casi natural, pero sobre otras secundarias o de largo plazo existen posiciones disímiles que, en buena medida, se explican por la falta de información o de un estudio detallado del impacto que tendrá el desarrollo a futuro de Vaca Muerta en la infraestructura neuquina.
Fuente privadas indicaron a EconoJournal que el estudio que contratará la cámara petrolera estará listo en los próximo 90 días, es decir, hacia fines del primer trimestre del año que viene. De alguna manera, las empresas buscan anticiparse al planteo de la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, que este año advirtió en varias ocasiones que la explotación de Vaca Muerta debe estar acompañadas por medidas que garanticen la sustentabilidad social que necesita la provincia. Bajo ese lema, el gobernador reclama desde el inicio de su gestión de un mayor compromiso de las petroleras que están en la Cuenca Neuquina para financiar obras de infraestructura. Sin embargo, hasta ahora, casi un año después de empezar el mandato, se avanzó poco en esa dirección. Por eso, las empresas prevén que las próximas semanas la administración neuquina insistirá para retomar esa agenda con más fuerza.
La ampliación de las rutas que acceden a Vaca Muerta, que dependen de Nación, es una cuenta pendiente desde hace años.
Esquema inicial
En marzo de este año, la gobernación convocó a la Mesa Sectorial Vaca Muerta para pedirle a las operadoras solventar obras de infraestructura mediante la creación de un fideicomiso —particularmente en el área vial— por la suspensión de la obra pública por parte del gobierno nacional. «Esto no es simplemente plantear proyectos sino generar un espacio de trabajo para cooperar entre todos los actores», señaló en ese momento el ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, a los referentes de las empresas .
Tiempo después, la administración patagónica propuso que seis empresas financiaran en partes iguales la pavimentación de la Ruta 17, adjudicándoles 10 kilómetros a cada una. Sin embargo, una de las primeras dificultades que encontró la propuesta fue el hecho de proponer un esquema lineal en el que cada operadora aportara los fondos por igual, independientemente de su nivel de producción o zona geográfica.
“La provincia primero planteó el concepto general de financiar infraestructura porque no tenía recursos y necesitaba colaboración de los productores. Adelantándose a un pedido específico incluso se presentó una iniciativa privada de algunas constructoras que propusieron realizar el bypass de rutas en Añelo”, comentó a EconoJournal una importante fuente de la industria.
Atentos al trastorno que provocaba el paso de camiones en esa zona, las empresas Vista y Pan American Energy (PAE) fueron las primeras en levantar la mano para sumarse al proyecto. La intención de la provincia fue luego sumar al resto de las operadoras para que se involucren en el financiamiento, como usuarias de esa traza. Sin embargo, el plan avanzó poco desde entonces.
Las petroleras aducen la necesidad de diseñar un instrumento que sea proporcional al peso específico de cada operadora y a la capacidad de cada una para luego determinar quién administraría ese fideicomiso: si la provincia, las empresas o una sociedad mixta.
“La lógica del sistema indica que las obras deberían ejecutarse en base a las regalías, pero acá hay un tema de timing (tiempos) entre una cosa y otra y se necesita contar con una respuesta creativa que junte las dos cosas: si la necesidad está, probablemente haya interés en una solución”, aseguró otra fuente privada.
Master Plan
Transcurridos seis meses de esa primer iniciativa, ahora las operadoras avanzan en el diseño de un master plan donde queden de manifiesto cuáles son las obras prioritarias —no solo figurarían rutas sino también redes de electricidad o tendidos de agua— que debería abordar la industria para evitar un nuevo cuello de botella en el área de infraestructura.
Figueroa insiste en que el desarrollo de Vaca Muerta debe traccionar una mejor sustentabilidad social en Neuquén.
“Hay que pensar en una solución más integrada y partir de allí en criterios basados en los niveles de producción, algo que no fue discutido. Si se arma algo, además deberá ser cooperativo entre empresas y provincia”, planteo una fuente de la industria.
El segundo criterio que buscarán abordar desde las operadoras es el geográfico, es decir, que las empresas que aporten al plan de obras lo hagan de acuerdo a un impacto directo que los beneficie.
“Son obras que la industria va a necesitar. Después habrá otra cantidad de necesidades asociadas con el mayor nivel de población como infraestructura de agua, gas natural, escuelas o sanatorios que tendrá que ser atendida por la provincia con los mayores ingresos que le va a proveer la industria. Nosotros tendremos que identificar qué se necesita, segundo prorizarlo y luego ver cómo estructuran esos proyectosen términos de inversión”, afirmaron.
El objetivo de las compañías es terminar este trabajo para febrero o marzo de 2025 y, a partir de allí, empezar a trabajar en la creación de un sistema de financiamiento como un fideicomiso u otro instrumento similar para empezar a ejecutarlas. La demanda probablemente incluya también la necesidad de nuevas redes eléctricas, conexión de agua y sistemas de transporte de cargas, entre los que analizan la viabilidad de un ferrocarril.
La provincia avanza en paralelo en el desarrollo de su propio plan y según informaron, en estos 11 meses lograron iniciar los trabajos en 16 rutas clave con el trabajo de la Unidad Provincial de Enlace y Ejecución de Proyectos con Financiamiento Externo (Upefe) y el financiamiento internacional que aportó un crédito el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF). En Vaca Muerta incluyen el pavimento y empalmes en rutas 5, 6, 7 y 17.
NRG Argentina, una de las principales empresas que comercializan arena para hidrofractura en Vaca Muerta, ratificó este martes por la mañana el despido de 181 trabajadores de sus plantas de Allen, Añelo, San Patricio del Chañar y Entre Ríos. Mientras tanto, los sindicatos de Camioneros y Petroleros Privados negocian con algunas operadoras la posibilidad de recontratarlos, entendiendo que los productores son, en última instancia, responsables solidarios por la estabilidad laboral en la industria.
Con miras a destrabar el conflicto que podría generar una protesta en el seno de Vaca Muerta, hoy se realizó una conciliación obligatoria en la subsecretaría de Trabajo de Neuquén que contó con la presencia de funcionarios del gobierno neuquino, representantes de NRG Argentina, Pluspetrol y Tecpetrol y el secretario general de Camioneros Río Negro, Gustavo Sol.
“Lo que hay que esperar es el repunte de la actividad en principio. Estamos analizando el 2025 teniendo en cuenta que hay muchas operadoras que plantean la integración propia trayendo arena de Entre Ríos e incluyendo hacer la última milla”, explicó a EconoJournal una fuente de la empresa.
“Nuestra postura es ratificar esta decisión, que sepan que no estamos especulando. Avisamos a las partes, vamos a pagar las indemnizaciones y mantenernos ahí”, afirmaron tras el encuentro realizado en Neuquén.
Según indicaron desde NRG, la reunión tuvo como finalidad el análisis de alguna solución para las personas despedidas, incluyendo a las operadoras, “para escuchar y ver la interdependencia que hay entre unos y otros. Esto es consecuencia de distintos aspectos que hacen que para nosotros sea insostenible”.
NRG Argentina confirmó que pagará las indemnizaciones y no descartó más despidos.
Pedido a operadoras
Durante el encuentro de hoy, el gremio de Camioneros pidió a las operadoras la contratación de las personas despedidas, entre las que figuran 100 choferes y 81 petroleros. Si bien tras la reunión desde la seccional rionegrina del sindicato habían asegurado que los despedidos serían reubicados por dos operadoras, esto fue negado por las empresas.
En conversación con este medio, Sol afirmó que la conciliación obligatoria “fue sumamente positiva. NRG no puede hacerse cargo de la gente, por lo que hablamos con las operadoras y se comprometieron a reubicar a una parte bajo las mismas concidiones laborales. Seguramente haya más despidos, pero estamos encaminados a encontrar una solución”.
Distintas fuentes consultadas confirmaron que no existió un acuerdo tal como plantearon desde Camioneros y que hasta el momento no hay una solución para las personas despedidas de la empresa NRG: “Dejaron un tendal en la zona y lo hicieron de una forma muy desprolija”, agregó un referente de la industria.
Mañana habrá una nueva convocatoria de la que participará el secretario del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci. Mientras que el lunes 2 se convocó a representantes de YPF, Shell y Phoenix para analizar el pedido de recontratación de los despedidos.
Más controles
Por otro lado, desde Camioneros indicaron que ayer hubo una reunión con la secretaria de Energía de Río Negro, Andrea Confini, donde acordaron realizar controles en los accesos de Catriel y General Roca para evitar el ingreso irregular de camiones con arena provenientes de Entre Ríos.
“Nos hemos comprometido a que desde el Gobierno de Río Negro nos vamos a poner firmes en el tránsito y en el control estricto de todos los camiones que entren desde otras provincias, que lo hagan en las condiciones que lo tienen que hacer”, afirmó la funcionaria.
Confini dijo, además, que estos controles incluirán la verificación de guías de transporte, papeles en orden y respetar el límite de 28 toneladas establecido por ley.
“Estamos planteando que esta tarea sea reconocida como actividad petrolera. Quienes vengan en condiciones de informalidad o no encuadrados correctamente, no podrán ingresar y se decomisará la arena”, agregó Sol.
La secretaria de Energía de Río Negro, Confini, participó de una reunión junto al CEO de NRG, César Güercio, y representantes de Camioneros y Petroleros.
La petrolera Puma Energy será una vez más el combustible oficial de las 1000 Millas Sport Argentina 2024 que se correrá desde mañana, miércoles 27 hasta el al 30 de noviembre en San Carlos de Bariloche, Rio Negro.
Con los mejores 150 autos sports de todos los tiempos, la competencia de autos deportivos clásicos más importante de la región y una de las más relevantes a nivel mundial, realizará su 35ª edición junto al Club de Automoviles Sport (CAS) y contará con el apoyo de Puma Energy como combustible oficial.
“Para Puma Energy es un orgullo continuar acompañando la pasión argentina por los autos clásicos y estar presentes nuevamente en las 1000 Millas Sport, con la potencia de nuestros productos y con la más alta calidad de combustibles a nivel internacional”, destacó Lucas Smart,gerente de marketing de Puma Energy.
La competencia
Esta competencia reúne modelos sport históricos con excelentes pilotos que, durante tres jornadas exhiben sus destrezas en una serie de pruebas a lo largo de todo su recorrido.
Con 1.600 kilómetros de distancia, el programa se divide en tres etapas que tienen como punto de partida el Hotel Llao Llao, desde donde comienza la carrera que recorre escenarios naturales únicos. Los competidores cargarán combustible en las estaciones de servicio de la marca.
La carrera ha sido incluida en el calendario internacional de la Federación Internacional de Vehículos Antiguos y fue declarada de interés turístico por el gobierno de la provincia del Neuquén.
El evento deportivo será fiscalizado por la Comisión Deportiva Automovilística del Automóvil Club Argentino. La prueba es puntuable para el Campeonato Argentino de Regularidad Sport Histórico.
Etapas
La primera etapa comienza el jueves 28 y comprende los siguientes puntos: Llao Llao (salida), Circuito Chico, Circunvalación, Dina Huapi, Ruta N° 23, Brazo Huemul, Villa La Angostura, Reserva Natural, Paso Cardenal Samoré, Lumaia, Villa La Angostura, El Mangrullo, Dina Huapi, Parque Tecnológico y Llao Llao (llegada).
La segunda etapa (29/11) también larga desde el Llao Llao y recorre Villa La Angostura, Camino de los 7 Lagos, San Martin de Los Andes, Junín de los Andes, Alicurá, Confluencia, Villa Llanquin, Bariloche y la vuelta al Llao Llao.
El itinerario de la tercera etapa (30/11) comienza en Llao Llao y continúa por Circuito Chico, Cerro Catedral, Villa Mascardi, El Bolsón, Baqueanos, Cerro Catedral y regreso al Llao Llao para la finalización de la carrera.
Aggreko, la compañía dedicada a las soluciones energéticas, especializada en energía modular y móvil, se ha fijado como objetivo acompañar la transición energética y contribuir a reducir las emisiones de carbono en la industria minera. Frente a este escenario, la compañía ha desarrollado diferentes soluciones con conexión y sin conexión a la red eléctrica entre las que se destacan el abastecimiento de energía flexible y a largo plazo para la minería, mediante un acuerdo de compra de energía (PPA) o un proveedor independiente (IPP), energía híbrida sin conexión a la red y optimización o hibridación de instalaciones eléctricas en funcionamiento. En diálogo con EconoJournal, Lucía Mejuto, gerente de Desarrollo de Negocios de Aggreko, dio cuenta del trabajo de la compañía con el objetivo de impulsar al sector minero.
“Tenemos foco en minería y en el litio particularmente. Esa industria tiene la particularidad de que los proyectos de energía que tenemos son en altura, algo complejo. A esto le debemos sumar lo que pide el mundo que es enfocarnos en que las soluciones sean más eficientes. Pensar una batería en altura antes era imposible. Ahora desarrollamos una nueva tecnología que genera hidrógeno in situ y mejora mucho la combustión”, aseguró la referente de Aggreko.
Respecto a esta nueva tecnología vinculada a la generación de hidrógeno, Mejuto detalló que lo ideal sería tener energía eólica o solar, pero que también existen alternativas que se pueden implementar para mejorar las plantas de los proyectos. “El proyecto de hidrógeno verde vino de la mano de uno de nuestros clientes en el sur, con la iniciativa de oro y plata Cerro Moro. Allí nosotros observamos que con el hidrógeno se podía realizar una combustión mucho más completa bajando el consumo de combustible y el contenido de las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx)”, precisó.
Impacto
La ejecutiva de Aggreko exhibió que esta solución consiste en agregar un equipo de menor tamaño al lado de los contenedores que ellos poseen en los proyectos mineros el cual genera hidrógeno por hidrólisis in situ. El hidrógeno luego entra en el equipo lo que hace que la combustión sea más completa. “Con esto se baja el uso de los combustibles en un 2% y los gases mejoran en un 25% en contenido de NOx. Es un desarrollo muy bueno. Le ofrecemos al cliente hacer una inversión que le permite pagar menos por la energía ya que esto no tiene un impacto significativo en tarifa. Es una solución que nos hace ganar a todos”.
Mejuto también advirtió que el mundo está exigiendo soluciones verdes a fin de reducir el consumo de combustibles fósiles para disminuir las emisiones y el impacto ambiental. “Nosotros ofrecemos soluciones de energía y usamos la experiencia que tenemos en los proyectos para poder avanzar y mejorar en cada uno de los que vamos sumando. Desde operaciones con diésel, tratamos de hacer el reemplazo de soluciones con gas y tener una operación ininterrumpida”, aseguró.
Sobre esto, Mejuto informó que Aggreko tiene un proyecto en Australia que comenzó operando con diésel y que ahora lograron reemplazarlo con gas. “Hay mineras preocupadas por la huella de carbono. Hay otros preocupados por la eficiencia. Tenemos la posibilidad de hacer plantas modulares y construir para que la operación sea lo más eficiente posible. Estamos reduciendo la huella de carbono. Las mineras demandan eso y nosotros queremos contribuir”, expresó.
La responsable del Desarrollo de Negocios de Aggreko aseguró que desde la empresa tienen como objetivo llevar adelante una planta que sea completamente de energía solar o eólica pero que en la actualidad no resulta posible por un tema de rentabilidad, pero que sí lo será en el futuro. En base a esto, indicó: “Hay mucho desarrollo tecnológico alrededor de las energías verdes. Antes cuando hablábamos de hacer un proyecto híbrido, este tenía que tener un contenido en energía solar del 15%. Hoy el menor costo total de energía se logra cerca del 35% Hoy es posible pero no rentable tener una planta 100% solar. Creo que a medida que haya más demanda, los proyectos van a llegar a ese punto”.
Precios
Mejuto se refirió por último al adverso escenario internacional provocado por la brusca caída del precio del litio que se registró a principios de este año y remarcó que: “Desde la Argentina estamos muy acostumbrados a trabajar con cobre, oro, plata, que son commodities. Hay un precio internacional. El litio está entrando en ese mundo. A futuro también va a tener las subas y bajas que tiene cualquier commodity, pero hoy son subas y bajas mucho más altas. El precio que se manejaba en 2022 no existe, pero tampoco el precio tan bajo que se manejó este año. Se va a llegar a un equilibrio”.
“La Argentina tiene la particularidad de que por la forma en la que se encuentra el litio en nuestros salares, el costo de producción es mucho más bajo respecto a otros lugares del mundo. Por eso, sigue habiendo oportunidad para que nosotros crezcamos como país. Tenemos que acompañar a las mineras. Necesitan socios estratégicos y nosotros buscamos eso”, concluyó.
La industria global del hidrógeno limpio comienza a tomar forma por el lado de la demanda del producto. Esto ocurre centralmente gracias a la necesidad de las industrias europeas con altos niveles de emisiones de carbono de cumplir con las metas de descarbonización, con la industria del acero como el caso testigo a seguir en esta transformación industrial. Si bien se trata de una demanda inducida por la regulación y no por la competitividad actual de los precios del hidrógeno verde, los avances en tecnología e infraestructura para el hidrógeno son suficientes como para pensar en la viabilidad de su producción y exportación a Europa en forma de amoniaco. Esta dinámica es observada de cerca por Dirk Niemeier, uno de los líderes globales en hidrógeno de PwC, la firma de consultoría internacional, que acaba de visitar la Argentina y otros países de la región.
Niemeier lleva casi tres décadas de trabajo en consultoría energética. Comenzó enfocado en la desregulación del mercado energético en Alemania en torno al 2000 y desde hace ocho años trabaja en el área de descarbonización con hidrógenolimpio. Niemeier es actualmente director en Soluciones de Hidrógeno Limpio, Estrategia y Alemania de PwC. La firma de consultoría realiza asesorías en el manejo del riesgo en los contratos de compra y venta de hidrógeno verde tanto a los clientes industriales finales como a los productores del insumo. La Unión Europea en su estrategia de hidrógeno estableció una demanda objetivo de 20 millones de toneladas anuales de hidrógeno (principalmente limpio) para el 2030, a ser cubierta en un 50% por importaciones.
EconoJournal dialogó con Niemeier en las oficinas de PwC en la ciudad de Buenos Aires sobre el presente y los desafíos para el despegue de la demanda de hidrógeno verde en Europa, el potencial único de América Latina en combustibles sintéticos, las tendencias en la industria del hidrógeno verde, y las posibles implicancias de la victoria de Donald Trump en EE.UU. sobre esta.
Dirk Niemeir.
-Si hablamos de hidrógeno verde, tenemos que hablar de su costo. ¿Qué tan grande es la brecha de costos con el hidrógeno gris hoy en día?
Considero que es una visión errónea de este mercado, porque el hidrógeno gris siempre será más barato que el verde, al menos en Europa. La pregunta para mí es más bien cuál es el costo de la descarbonización con hidrógeno. Eso sigue siendo demasiado alto, pero esa es probablemente la pregunta más válida, porque nunca será que el hidrógeno verde sea más rentable que el gas natural, por ejemplo. Entonces, la diferencia de costos es bastante alta en este momento si se produce el hidrógeno en Europa porque el hidrógeno gris cuesta alrededor de 2,50 euros, tal vez 3 dólares y si se produce hidrógeno verde el costo de producción está más en el rango de 6 a 8 euros por kilogramo. Es dos o tres veces el hidrógeno gris, realmente no es comparable. Además, si vas a algún lugar como Oriente Medio, América Latina, o Australia, el costo del hidrógeno verde puede ser menor porque hay mucho más sol y mucho más viento. Los costos de generación de energía son menores. La generación de energía representa el 70% del costo final del hidrógeno verde, es de entre 2,50 y 3 euros. Pero no hay hidrógeno verde donde se lo necesita. Hay que sumar el costo de la conversión a amoníaco si hay que transportar hidrógeno a largas distancias y también el costo del transporte. Luego hay que reconvertirlo de nuevo en hidrógeno. Después hay que introducirlo en un ducto. En el punto de destino, de nuevo, son unos 6 euros, no 3.
-¿Cuáles son los principales obstáculos a superar para acelerar la bajada del costo del hidrógeno verde?
Son los efectos de escala, la tecnología está pero necesitamos tener escala para reducir el costo. Esto ya se ve si se mira al mundo, porque los fabricantes chinos de electrolizadores son mucho más baratos que los europeos u occidentales. Una de las razones es que tienen más escala. Han producido más electrolizadores de los que ya han instalado en China. Alrededor del 70% de todos los electrolizadores en funcionamiento están en China. Tienen el efecto de escala. Son mucho más baratos. Hay otras razones, pero la escala es el efecto principal. China está produciendo mucho hidrógeno. Están instalando plantas de metanol e invirtiendo mucho en ellas. Los fabricantes chinos son mucho más baratos que los occidentales, alrededor de un 80% menos.
-¿Cuáles son las ventajas y desventajas de los mercados eléctricos en América Latina para dotar de energía barata a los proyectos de hidrógeno?
Las ventajas son que América Latina tiene muy buenas condiciones eólicas y también algunas condiciones solares, por lo que suele ser más barato instalar generación de energía renovable aquí que en Europa. En América Latina estás alrededor de 35 euros por MWh. En Europa estás entre 60 y 80, el doble del precio. Creo que la desventaja es que los mercados no están tan desarrollados aquí, y definitivamente hay algo que considerar para Argentina, porque no se considera el país más estable del mundo. Estuve en Uruguay, que se considera estable, pero hay algunos problemas con las compañías eléctricas que venden y compran electricidad. Realmente no tienen un mercado mayorista y si quieres operar el electrolizador en un modo más estable y tener una planta eólica detrás, que está más en modo fluctuante, necesitas tener alguna posibilidad de vender el exceso de energía a la red y cuando falta energía comprarla de la red. Uruguay sería perfecto para eso porque ya tiene un 90% de energía renovable, pero no ofrece este mercado mayorista. Ese es el desafío que tienen que afrontar. El último punto probablemente no sea el mercado de la energía, sino el mercado de productos. Si se produce hidrógeno aquí, la pregunta es qué hacer con él. Hay que utilizarlo más o menos a nivel regional y quizás ese no sea el mercado más grande para ello. Se necesita un consumo a escala industrial, que probablemente se dé en Estados Unidos o en Europa en este momento, y luego hay que transportarlo allí. Si pensamos un poco más allá del hidrógeno, creo que la sólida posición de América Latina también está asociada con las condiciones eólicas y energéticas que acabo de mencionar y la combinación de eso con la posición de biomasa que tienen. Hay mucha biomasa disponible aquí, lo que lleva al hecho de que se pueden producir biocombustibles. Brasil lo está haciendo con el etanol a gran escala y otros países también pueden hacerlo. Además, se puede utilizar el CO2 de la incineración de biomasa. Por ejemplo, en Uruguay hay grandes fábricas de papel de UPM. Utilizan madera para las plantas de cogeneración. Emiten CO2, pero es CO2 biogénico, y este CO2 se puede utilizar para producir combustibles sintéticos basados en hidrógeno y CO2. Por lo tanto, esta combinación de energía y CO2 para combustibles sintéticos en América Latina es bastante única en el mundo, porque si observamos otras regiones que tienen energía barata, como Oriente Medio, Australia o el norte de África, no tienen CO2. El posicionamiento de Sudamérica en este espacio de energía renovable es producir combustibles sintéticos porque eso es algo que ninguna otra región puede hacer.
-La industria de las energías renovables ha conseguido superar sus costos de producción. Ahora la electricidad procedente de renovables es competitiva frente al costo de generación de las plantas de combustibles fósiles. ¿Podría el hidrógeno verde alcanzar el mismo tipo de competitividad frente al uso de combustibles fósiles en el sector industrial o serán necesarias políticas públicas durante mucho tiempo para establecer unas condiciones de competencia equitativas para el hidrógeno verde?
Se necesitarán subsidios públicos al menos durante algún tiempo. La razón es que los efectos que acaba de mencionar para la energía renovable se produjeron, entre otras cosas, porque en Alemania y en Europa hubo un fuerte régimen de subsidios durante 20 años que ofrecía a los inversores un retorno seguro si construían plantas de energía renovable. Eso atrae inversiones y luego se puede tener escala. Hay análisis de los costos que muestran que al duplicar la producción en una determinada tecnología, ya sean baterías, molinos de viento, paneles fotovoltaicos y también electrolizadores, cada vez que se duplica el volumen en el mercado se obtiene una reducción en el costo de entre el 15 y el 25%. Por supuesto, el último 25% es menor que el primer 25 %, pero aun así es algo que está sucediendo. Es un poco difícil de explicar, pero es un hecho si analizás los costos y los datos, lo hicimos junto con las universidades en Alemania. Por lo tanto, el efecto será que el costo se reducirá. La pregunta es si podrán cubrir el costo de los combustibles fósiles. Lo dudo hasta cierto punto, pero es diferente en distintos campos de juego. Por ejemplo, si se observa la movilidad y el combustible, especialmente en Alemania, hay tantos impuestos sobre los combustibles que es bastante fácil que el hidrógeno cubra estos costos de la electricidad y los automóviles a batería. En la industria es un poco diferente porque no hay subsidios tan altos. Los costos actuales del CO2 son bastante bajos, de 60 euros por tonelada, por lo que será difícil cumplir con esa cifra. Probablemente en el futuro los costos del CO2 aumentarán, podría llegar un régimen fiscal global del CO2 y, si esto sucede, los combustibles fósiles también se encarecerán en el mundo.
-Europa podría convertirse en el mayor mercado de consumo de hidrógeno del mundo. Pero un informe reciente de PwC indica que Europa está retrasada en su objetivo de producir 10 millones de toneladas de hidrógeno verde al año debido a retrasos en la ejecución de proyectos. ¿A qué se deben estos retrasos?
El informe es un informe global y los retrasos se están produciendo no solo en Europa sino a nivel mundial. En el mundo solo el 2% de los proyectos de hidrógeno anunciados tienen una FID (Decisión Final de Inversión). Por lo tanto, el 98% son solo planes, ideas, lo que sea. La razón principal de esto es que falta el offtake segura para eso. Si quieres construir una planta, normalmente necesitas financiación de proyectos, financiación de deuda. Para conseguirla, necesitas una compra segura, tienes que demostrar a los bancos que tienes un contrato o contratos vigentes por al menos el 60% de lo que puedes producir durante al menos 10-15 años. Estos contratos no están vigentes en este momento. No existen y ese es el hecho de que solo los proyectos tienen FID en este momento, que son pequeños, por lo que puedes tener un offtake menor. O si son grandes se financian sin financiación de proyectos, se financian solo con capital. Hay dos grandes proyectos en Alemania. Uno es de RWE, una de las empresas de servicios públicos alemanas más grandes. También recibieron un subsidio para su planta. Tomaron la decisión final de inversión en su planta sin tener ningún comprador. Lo mismo es cierto para Neon. No tienen comprador. Pero no se puede hacer eso a gran escala sin comprador porque entonces no se obtiene la financiación del proyecto. Ahora, esas compras dependen de que las empresas estén dispuestas a pagar el precio, pero el precio inicial es alto y limita principalmente la rápida puesta en marcha. Ahora tenemos contratos de primer comprador, las empresas de acero lo hacen, tienen que hacerlo, todavía están en el proceso de licitación, por lo que tampoco es que puedas simplemente salir y comprar hidrógeno en grandes cantidades, pero tienes que alinear los términos de entrega, el cronograma de entrega, los términos de flexibilidad. Es enormemente complejo en detalle. Así que lo licitaron y los apoyamos en la licitación, pero todavía están en la fase de obtener las cotizaciones, ver los precios, alinearse sobre cómo podrían hacerlo, a quién podrían seleccionar. El segundo factor que lo impide es la infraestructura. Si tomamos como ejemplo a ThyssenKrupp, recibieron ofertas de todo el mundo para su licitación de compra. Están dispuestos a comprar 140.000 toneladas al año, están dispuestos a firmar este contrato fijo que todos los productores necesitan, y recibieron ofertas de proyectos que aún no tienen el FID, que todavía están en planificación, de todo el mundo. Ahora bien, estos proyectos dependen de la infraestructura, es decir, una terminal de amoniaco, un cracker de amoniaco instalado en Europa para poder entregar a ThyssenKrupp. Si no existe, probablemente no firmen un contrato vinculante porque probablemente no se pueda cumplir si no existe la infraestructura. Entonces se tiene algo así como un problema del huevo y la gallina porque el productor necesita este contrato vinculante, pero no lo consigue sin la infraestructura, y la infraestructura no invierte en infraestructura si no hay un contrato vinculante. Y esa es la situación del mercado en este momento.
-Europa está implementando el mecanismo de ajuste de emisiones de carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés). ¿Qué impacto podría tener el CBAM en la demanda de hidrógeno?
Para explicar este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, tomemos el ejemplo del acero, porque es un ejemplo muy actual. El acero procedente de la India o China está sujeto a impuestos adicionales por la huella de CO2 que conlleva, por lo que se encarece cuando entra en la UE. Por lo tanto, el acero europeo que no soporta esta carga porque se produce con tecnología ecológica se vuelve más competitivo en cuanto a costos. Esa es la idea de este mecanismo de ajuste fronterizo de las emisiones de carbono, pero este mecanismo por sí solo no crea demanda de acero ecológico, porque las empresas también podrían comprar el acero gris de China o la India y pagar los impuestos sobre el CO2 correspondientes. Por lo tanto, la demanda de hidrógeno realmente debe provenir de empresas que estén dispuestas o se vean obligadas a comprarlo. Las empresas siderúrgicas se ven obligadas en este momento porque obtuvieron los subsidios para las plantas. Si no compran el hidrógeno tienen que devolver los subsidios. Firmarán contratos, esto sucederá dentro del próximo año. Habrá una demanda fija y con esta se construirá la red y luego vendrán más consumidores porque hay oportunidad de comprar volúmenes excedentes, así el mercado despegará. El segundo grupo de empresas que lo harán son las refinerías y las empresas químicas. Existe una Directiva de Energías Renovables en Europa, la RED III, que exige que el 42% del hidrógeno utilizado por la industria sea verde para 2030. Todavía está por transferirse a la legislación nacional, lo que ocurrirá a mediados del próximo año, y todavía se está por definir las multas, qué sanciones se asocian con el incumplimiento. Pero si esto se aprueba habrá una gran aceptación por el producto porque todas estas empresas necesitarán cantidades realmente enormes de hidrógeno verde para cumplir con la norma.
-Entonces, ¿ve que estas empresas en Europa tienen prisa por conseguir hidrógeno?
Yo no lo llamaría una prisa. Es un mercado inducido por la regulación y si los incentivos o las sanciones son lo suficientemente altos para hacerlo, sucederá. No es una prisa en el sentido de que todo el mundo quiera tenerlo porque es genial. Es algo así como, si no lo hago, tengo que pagar una multa enorme. No quiero hacerlo, no quiero pagar la multa, así que lo hago.
-¿Cuáles son las tendencias en cuanto al transporte de hidrógeno a larga distancia?
Hay una sola tendencia. Lo único que va a pasar es el amoniaco. Ya existe en el mundo una enorme industria de comercialización y transporte de amoniaco gris. No hay nada nuevo en eso. Es solo que esta industria y las capacidades de transporte, las capacidades de las terminales necesitan crecer. Pero es un proceso muy establecido crear amoniaco a partir de hidrógeno, generalmente hidrógeno gris, y luego enviarlo y usarlo en diferentes industrias como fertilizantes, productos químicos, lo que sea.
-El proceso para convertir el amoniaco nuevamente a hidrógeno consume electricidad. ¿Cuál es el argumento a favor de la importación de amoniaco en Europa, en términos de costo final?
Es difícil decirlo porque actualmente no hay ninguna planta industrial de craqueo de amoniaco. Pero si suponemos que el hidrógeno que se produce en Europa costará entre 6 y 8 euros por kilogramo, teniendo en cuenta el costo de la energía y el costo del electrolizador, y suponemos que el hidrógeno producido en Oriente Medio podría costar entre 2 y 3 euros por kilogramo, hay un gran margen de dinero para la síntesis y el craqueo de amoniaco hasta alcanzar el nivel de costos europeo, por lo que la hipótesis es que el costo del hidrógeno importado, incluso si se vuelve a craquear, podría ser inferior al europeo. Puede que no sea la mitad, pero aún así podría ser inferior. Ahora bien, Europa tiene condiciones muy diferentes para la producción de hidrógeno. En las partes del sur de España puede ser casi similar a las partes del norte de África. Si se produce allí se pueden conseguir unos costos realmente buenos. Si se va a los países nórdicos, con el río Rin y la energía hidroeléctrica, también podría ser posible conseguir unos costos muy buenos. Pero el problema es que entonces se necesitan largos ductos de hidrógeno de España a Alemania, por ejemplo, o de los países nórdicos a Alemania. Estos ductos se construirán mucho más tarde que la red principal alemana, tal vez en 2033 o 2035. Por el contrario, la infraestructura de amoníaco es más fácil de construir porque solo se necesita una terminal de amoniaco y una planta de craqueo de amoniaco y luego se puede traer una gran cantidad de amoniaco al país y al sistema. El craqueo de amoníaco necesita ser industrializado en tamaño, pero aún así podría ser más fácil construir la infraestructura y luego conectarla a la red principal alemana que ya está disponible.
-Donald Trump ganó las elecciones presidenciales. ¿Cuáles son las posibles implicaciones para el desarrollo de la industria del hidrógeno en Estados Unidos y en el extranjero?
Nadie puede predecir lo que hará Trump porque es impredecible. Se sabe que no cree en el cambio climático y que apoya a las compañías petroleras, por lo que es de esperar que al menos en Estados Unidos haya cierto apoyo a la perforación petrolera y, probablemente, al hidrógeno azul más que al verde, que es lo que ocurre en Estados Unidos. Podría ser que esto sea un impulsor de la captura de carbono, por lo que podría ser bueno para las tecnologías renovables en términos de captura de carbono. Para el hidrógeno verde podría ser difícil, porque también hay algunos rumores de que repensará este IRA y los efectos de eso, pero yo diría que es demasiado pronto para decirlo, y obviamente también hay otros subsidios como los subsidios a los vehículos eléctricos que están más en discusión que los subsidios al hidrógeno, y luego también están los subsidios a los combustibles sostenibles, y luego también es que este IRA atrae mucha inversión en los EE.UU., así que tal vez desde este ángulo tenga sentido para él mantener el IRA, al menos en las áreas donde se realizan inversiones en los EE.UU., por lo que es realmente difícil predecir lo que sucede allí y lo que hará además del hecho de que los combustibles fósiles recibirán algún impulso.
-La inclusión del hidrógeno azul en las políticas de impulso al hidrógeno suele generar discusiones. ¿Cuál es su opinión al respecto?
Entiendo que es algo difícil y complicado porque el hidrógeno azul y esta tecnología de captura de carbono son los medios ideales para que la industria fósil continúe utilizando combustibles fósiles, y ese es el problema dogmático. Desde el punto de vista práctico, es mucho mejor utilizar hidrógeno azul que gris, es mucho mejor capturar y secuestrar el carbono que no hacerlo, por lo que podría ayudar al cambio climático, y de todos modos debemos pensar en la captura de carbono a largo plazo. Luego hay otro tema, porque en Europa tenemos una regulación muy compleja para el hidrógeno verde, la RFNBO (ndr: las siglas en inglés de Combustibles Renovables de Origen No Biológico). Eso lleva al hecho de que si la generación de energía fluctúa, la producción de hidrógeno también fluctúa. Ahora bien, si una empresa necesita entregar una banda plana de hidrógeno, sin almacenamiento no tiene posibilidad de hacer esta entrega plana. Con el hidrógeno azul se puede hacer eso, se puede aumentar o disminuir la producción de la planta, porque es una planta despachable, distinta de la planta renovable, y luego se puede hacer una entrega en banda, o incluso se puede hacer el complemento de simplemente llenar estos valles de fluctuación y entregar hidrógeno azul cuando el verde no esté disponible. Así que también hay una especie de razón técnica y económica para usarlo. El único problema con esto es que hay que evitar prolongar la vida útil de la industria fósil. También hay una discusión sobre si se hace hidrógeno azul con el gas natural de fracking. El 20% del metano se evapora al aire en el punto de origen por fracturación hidráulica, entonces probablemente la captura del CO2 del gas que llega a la planta generadora de hidrógeno tiene menos impacto que la evaporación del gas en la fuente. El fracking es un problema en este sentido, es uno de los argumentos en contra del hidrógeno azul y de la captura de carbono, y también sobre este uso para la industria de combustibles fósiles. Pero si se aplica de manera razonable creo que tiene sentido, porque es mejor que no hacer nada y podría ser necesario desde el punto de vista económico y técnico para poner en marcha el mercado.
Los principales referentes privados de los segmentos que integran la industria energética —entre los que figuran directivos de empresas de Oil&Gas, del sector eléctrico, de compañías reguladas de gas natural, ejecutivos del downstream y del midstream de hidrocarburos—, así como también funcionarios del área tanto nacionales como provinciales analizarán las agendas que enfrentará la industria de cara al año que viene. El encuentro tendrá lugar en una nueva edición del Energy Day, el evento de fin de año que organiza EconoJournal. La jornada se llevará a cabo el lunes 2 de diciembre en el salón Dorrego del Hípico Alemán, en Buenos Aires.
Esta nueva edición lleva el nombre de “La energía de cara al 2025: ¿qué segmentos traccionarán el crecimiento de la industria en 2025” estará a cargo del gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, quien detallará el impactó que tendrá para la provincia el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado y el crecimiento que provocará en la región. También participarán representantes del gobierno nacional.
Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi, y José Luis Manzano, titular de Integra Holding, serán los protagonistas de los dos primeros bloques de la mañana. Allí compartirán su visión acerca del panorama energético y económico que enfrenta la Argentina, caracterizado en esta última parte del año por la estabilización cambiaria y la baja de la inflación.
Mercado de gas y petróleo
Gabriela Aguilar, (Excelerate Energy); Oscar Sardi, (TGS); Daniel Ridelener, (TGN); y Catherine Remy (TotalEnergies); disertarán sobre el mercado de gas natural a nivel regional y la posibilidad de que el recurso de Vaca Muerta pueda llegar a Brasil y Bolivia, luego de que el ministro de Economía, Luis Caputo, firmará un acuerdo con el país que preside Lula Da Silva para impulsar las exportaciones de gas natural. A continuación, Andrés Cavallari (Raízen) brindará detalles sobre el escenario del segmento del downtream de hidrocarburos, con foco particular en las nuevas tendencias que tiene por delante el negocio de combustibles.
El desarrollo del crudo como vector de crecimiento de la industria en 2025 será uno de los ejes que se abordará en el Energy Day. Sobre este punto, debatirán Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources; y Julián Escuder, country manager de Pluspetrol. También harán lo propio Horacio Turri, director de E&P de Pampa Energía; Matías Weisell, gerente regional de Vista; y Ricardo Ferreiro, presidente de Upstream de Tecpetrol.
Expansiones y oportunidades
Una de las cuestiones clave para impulsar el crecimiento de la industria de Oil & Gas reside en la capacidad de desarrollar infraestructura de transporte para lograr que la Argentina pueda convertirse en un exportador a nivel global. Es por esto que Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Carlos Damián Mundín, titular de BTU; Gerardo Zmijak, VP de Trafigura; y Alejo Calcagno, director de Techint Ingeniería y Construcción, darán cuenta de las oportunidades estratégicas que posee el país.
Luego Adolfo Storni, titular de Capex; y Diego Trabucco, presidente de Aconcagua, brindarán la mirada de las operadoras independientes y los desafíos que deben sortear para lograr un crecimiento de la producción.
Posteriormente, será el turno de los funcionarios provinciales. Allí Jimena Latorre, ministra de Energía de Mendoza; Sergio Mansur, secretario de Energía de Córdoba; y Alejandro Monteiro, secretario de Ofephi; expondrán sobre la agenda energética de las provincias.
Energía eléctrica
Casi llegando al final referentes de las principales generadoras: Claudio Cunha, (Enel); Adrián Salvatore, (Central Puerto); y Martín Genesio, (AES); disertarán sobre cómo superar los cuellos de botella del sector para subirse a tendencias globales como movilidad y electrificación.
Por último, el cierre del evento estará dedicado a abordar el rol de los proveedores de Oil&Gas. Participarán Luis Lanziani, (Tecpetrol); Briceno Lenin, (Shell); y Romina Parquet, (CIMC WETRANS); de un panel moderado por Sabina Trossero.
Leonardo Katz, director de planeamiento Estratégico de Central Puerto; Gustavo Anbinder, director de Negocios y Desarrollo de Genneia; y Mariano Bottega, jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz; debatieron sobre las diferentes alternativas que evalúan desde las empresas para poder abastecer a la demanda minera y contribuir al desarrollo de la industria de minerales críticos de cara a la transición energética. A su vez, en el marco de la tercera edición de Argentina & LATAM Lithium Summit, los directivos advirtieron sobre la necesidad de aglutinar la demanda para poder asistir a los diferentes proyectos de la Puna.
Central Puerto, la principal generadora privada del país, posee un proyecto para abastecer la demanda minera que consiste en llevar a cabo una línea de alta tensión con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna. En esa línea, Katz aseguró: “Hoy somos partícipes del proyecto de oro y plata Diablillos. Ahora nos encontramos analizando los proyectos de litio. Creemos que en breve vamos a ser parte de ese ecosistema. Hay que lograr ser competitivos”.
Leonardo Katz, director de planeamiento Estratégico de Central Puerto; Gustavo Anbinder, director de Negocios y Desarrollo de Genneia; y Mariano Bottega, jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz.
“El aglutinamiento de la demanda se va a tener que dar para que nosotros podamos llevar adelante los proyectos. Las líneas de alta tensión sin eso no van a aparecer. Debemos tener un opex competitivo. Hay que agilizar los tiempos. Las zonas en las que se ubican los principales proyectos tienen el desafío de la altura, pero eso se resuelve con los proveedores tecnológicos que tenemos en la Argentina”, puntualizó Katz.
Impacto
Anbinder destacó que desde Genneia -la primera generadora local en superar los 1000 MW de potencia instalada- diseñaron proyectos en sitio para poder abastecer un 30% de las obras con energía renovable, pero que decidieron dar un giro y evaluar la alternativa de llevar la energía a través de una línea de transmisión. “Firmamos acuerdos de entendimiento con bancos para poder tener proyectos de transmisión, abastecerlos con contratos de energía a largo plazo y disminuir la cantidad de gasoil que se utiliza en los proyectos mineros y la cantidad de camiones que pasan por las rutas porque todo eso tiene un impacto en el ambiente y en las poblaciones cercanas. No podemos hacer ese desastre”, aseveró.
El referente de Genneia también destacó la importancia de reducir la huella de carbono y contar con energía renovable en los proyectos mineros puesto que explicó que el litio irá a mercados que no están dispuestos a comprar productos que tengan altas emisiones. Además, remarcó: “Los proyectos mineros necesitan financiamiento internacional y los que tienen una alta huella de carbono no consiguen dinero. Todo esto influye en la rentabilidad del proyecto”.
Anbinder también afirmó que es primordial el papel de las compañías de renovables para el sector minero y poder lograr una colaboración. “Las provincias están entendiendo que si no colaboramos no hay regalías ni impacto positivo. Son las viabilizadoras de los proyectos y están actuando a favor. Algunas compañías mineras se miran el propio ombligo y quieren sus propias líneas. Pero debemos ponernos de acuerdo y poder concentrar la demanda. Tenemos todo para hacerlo. Tenemos la capacidad técnica, los recursos”, expresó.
Alternativas
Bottega, de YPF Luz -la compañía de generación eléctrica de la petrolera controlada por el Estado-, al igual que Katz, informó que desde la empresa se encuentran trabajando en un proyecto sobre una línea de transmisión para conectar distintos proyectos de litio en el NOA. “Uno de los problemas que tiene el sector energético y las compañías mineras de litio es su acercamiento con el sistema eléctrico para poder abastecerse con energías renovables. Por eso, nosotros queremos vincular esa demanda con el sistema”, marcó.
El ejecutivo de YPF Luz detalló que se encuentran trabajando con distintas compañías mineras para llevar a cabo proyectos de generación dado que argumentó que las iniciativas de litio y cobre necesitan energía eléctrica y verde.
“Hay muchas soluciones que se han estudiado como son los gasoductos virtuales. Nosotros estudiamos todo el abanico de soluciones in situ. Hay que entender que hay proyectos que están en una misma zona y que el aglutinamiento de esa demanda es lo que va a dar resultados positivos”, indicó Bottega.
Por último, el jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz, puntualizó que uno de los principales desafíos tiene que ver con el esquema normativo y el acompañamiento de la demanda para acelerar los tiempos. “Los proyectos llevan varios años de construcción. Se trata de una logística importante. Un acercamiento por parte de la demanda puede ayudar. Los precios que se ven en energía solar permiten rendimientos mucho mayores en una zona como la Puna. La innovación viene por la madurez tecnológica con proyectos in situ”, concluyó.
Southern Energy,propiedad de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG, presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto de instalación de un buque de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL) en la provincia de Río Negro, el cual demandará una inversión de alrededor de US$ 2.900 millones.
“El proyecto constituye un hito significativo para posicionar a Argentina como un país exportador en el mercado mundial de GNL a partir de 2027”, destacaron desde la compañía.
Adhesión
El proyecto de exportación de GNL presentado -que contempla la instalación en la Argentina del buque “Hilli Episeyo”, propiedad de Golar LNG- cumple con las condiciones que se especifican en la Ley Bases y el decreto reglamentario 749/2024 para ser considerado como “Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo”.
“Posicionará a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global en donde nuestro país aún no tiene participación y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan en mercados internacionales, accediendo a nuevos destinos de exportación”, destacaron.
El proyecto
La iniciativa prevé una inversión estimada superior a los US$1.650 millones durante la primera fase(2025-2031) mientras que en la segunda etapa (2032-2035) asciende a casi los US$1.250 millones. Se estima una inversión en las dos etapas de alrededor de US$ 2.900 millones. A lo largo de los 20 años de vida útil, la inversión total prevista es de casi US$ 7.000 millones.
Según precisaron desde la compañía, el proyecto favorecerá la creación de más de 600 nuevos puestos de trabajo directo e indirecto, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción.
A su vez, se proyecta que se generarán alrededor de 850 puestos de trabajo en forma directa e indirecta y que habrá una elevada participación de proveedores locales, que aportarán más del 50% de los bienes y servicios requeridos durante la operación del proyecto. También se desarrollará una activa política para desarrollar proveedores locales con el objetivo de promover la generación de valor agregado al país.
Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAEG, sostuvo que “el RIGI permitió fortalecer el marco regulatorio para que sea estable y promueva la seguridad jurídica de las inversiones. Todo esto es esencial para dar señales claras a una industria que invierte sostenidamente a largo plazo y para que proyectos como el nuestro se hagan realidad”.
Los recursos gasíferos disponibles en Argentina exceden largamente la demanda doméstica y las exportaciones regionales y, a su vez, habrá una creciente demanda de GNL a nivel mundial en los próximos años. Por ello, existe un marco favorable para la instalación de capacidad de licuefacción de gas natural en la Argentina, que posibilitará la llegada de un producto de valor agregado a nuevas regiones, generando actividad económica local, aumentando las exportaciones y generando divisas.
PAE y Golar LNG firmaron en julio un acuerdo por 20 años para la instalación del buque. El barco tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural.
En primera instancia, el buque se abastecerá de gas natural utilizando la capacidad existente del sistema de transporte en los meses del año con menor demanda local. En esta etapa se requerirá la construcción de infraestructura: la interconexión a los gasoductos troncales; una estación compresora para asegurar una presión óptima de gas en el buque; un gasoducto terrestre hasta la costa; un gasoducto submarino que se conecte con el barco; y el sistema de amarre.
El objetivo es que el buque de licuefacción pueda operar todo el año para lo cual se prevé la construcción de instalaciones de transporte, siendo el Golfo San Matías el sitio más cercano desde Vaca Muerta.
Negociaciones
“El proyecto, al ser el primero de este tipo en el país, permitirá avanzar en la curva de aprendizaje de la cadena de valor del GNL, generando la confianza y la experiencia necesaria para desarrollar proyectos de mayor escala”, remarcaron desde la firma.
PAE y Golar LNG, a través de Southern Energy, se encuentran en negociaciones con compañías productoras de gas para que puedan sumarse al joint venture.
NRG produce arena que se utiliza como agente de sostén en la producción no convencional de gas y petróleo.
La empresa que comercializa arena para hidrofracturas, NRG Argentina, despidió a 185 trabajadores que se desempeñaban en sus instalaciones de Allen y Añelo. La subsecretaría de Trabajo de Neuquén convocó a la empresa, operadoras y gremios a una conciliación, aunque desde el Sindicato deCamioneros de Río Negro anunciaron que si el martes no se reincorporan los despedidos, impedirán el acceso a yacimientos de Vaca Muerta.
La compañía, con sede en la localidad rionegrina de Allen, envió este jueves y viernes los telegramas de despido a 185 de sus empleados, de los cuales 100 son choferes de camiones y 85 se encontraban encuadrados como petroleros.
La tormenta perfecta
Desde la firma aseguraron que se encuentran en medio de “una tormenta perfecta” provocada por la caída de contratos por la menor cantidad de fracturas en Vaca Muerta, la decisión de varias operadoras de desistir de comprar arena de cercanía para adquirirla en Entre Ríos, donde los precios serían más competitivos, dificultades para importar y para acceder a financiamiento.
Fuentes de la compañía aseguraron a EconoJournal que “la demanda real del mercado actualmente no se condice con las expectativas que se esperaban para este año. No estamos contentos con la decisión de despedir gente, pero para que la operación continúe -en una Vaca Muerta como está hoy- no hay margen para otra cosa”.
Según sostienen, la caída en la cantidad de fracturas impactó de lleno en las operaciones de la compañía que pasó de vender un promedio de 125 mil toneladas por mes a menos de 75 mil toneladas. Desde agosto, Vaca Muerta registró dos meses consecutivos con una baja en la cantidad de etapa de fracturas: en julio fueron 1658, en agosto 1465 y en septiembre 1403, según el informe elaborado por la consultora NCS Multistage.
Desde NRG aseguran, además, que las inversiones esperadas en la industria no llegaron, lo que también afectó las ventas de arena: “En los últimos meses la caída fue abrupta”, afirmaron.
Frente a este panorama, desde la empresa decidieron avanzar en el despido de trabajadores alegando que es la única forma de sostener el resto de las 600 fuentes de trabajo que se reparten entre la plantas que posee la compañía en Allen, las bases de acopio en San Patricio de El Chañar y Añelo y las canteras de Entre Ríos.
A la caída en la cantidad de operaciones se sumó que varias operadoras volvieron a las arenas de lejanía que se produce en Entre Ríos, donde los precios serían más competitivos. En este sentido, explicaron que la diferencia radica en que los empleados de Neuquén o Río Negro están registrados bajo convenios de Camioneros o Petroleros, lo cual encarece el pago de la mano de obra. En cambio, las canteras entrerrianas tendrían a sus trabajadores como monotributistas o bajo convenios de minería.
“El encuadramiento sindical para un mismo producto, en la misma industria, marca una diferencia abismal. Sale más barato comprarlo en Entre Ríos, incluso a pesar de la distancia que hay con la Cuenca Neuquina”, detalló otra fuente.
Cuarto intermedio
Tras conocerse los despidos, la subsecretaría de Trabajo de Neuquén convocó a la empresa NRG Argentina a una conciliación con el Sindicato de Camioneros de Neuquén y el de Río Negro. El encuentro se concretó este jueves y contó también con la participación de representantes de Tecpetrol y Pluspetrol.
“La postura del gremio es defender la mano de obra de la región. No podemos permitir que tantas familias se queden sin trabajo en esta fecha tan cercana a la Navidad”, sostuvo Gustavo Sol, secretario general de Camioneros Río Negro luego de la audiencia.
El sindicalista comentó que se solicitó a la empresa que retrotraiga la decisión o, en caso contrario, paralizarán la actividad en Vaca Muerta y afirmó que “estamos peleando por los puestos de trabajo y que se garantice la mano de obra regional”.
En este sentido, se refirió a las diferencias en los encuadramientos de los trabajadores y coincidió en que “las empresas locales así no pueden competir. Vienen empleados informales desde Entre Ríos y Santa Fe, que se les paga por día, lo que hace inviable sortear el costo de pagar las cargas sociales. Las operadoras saben esto desde hace un año y medio, pero miran para el costado”.
Sol aseguró que habrá un cuarto intermedio hasta el martes cuando se reunirán nuevamente con la empresa para intentar una negociación donde esperan obtener una respuesta favorable a la reincorporación de los trabajadores.
Al finalizar la audiencia, el representante de Camioneros afirmó que los telegramas quedaban en suspenso, algo que negaron desde NRG.
En los hechos, Schlumberger firmó con Capex un Asset Technical Collaboration Agreement (acuerdo de colaboración técnica) y también participará del proyecto con el 19%. De este modo, además de SLB, Capex se quedará con el 51% y la operación, mientras que Trafigura permanecerá con el 30% restante.
“El día de la fecha entraron en vigencia otros contratos, entre ellos un Asset Management Agreement entre Capex, Trafigura y Schlumberger y contratos de Unión Transitoria de Empresas. En virtud de dichos contratos, Schlumberger asumirá ciertos montos relacionados con el acceso a aquellos pozos en los que participe, un royalty por la producción, y costos de operación”, aclara una nota enviada este jueves por la productora argentina a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Además, la nota destaca que “en virtud del acuerdo, Schlumberger asumió el compromiso de participar en el desarrollo de cuatro pozos junto con Capex y Trafigura y tendrá el derecho, durante 30 meses, a participar en hasta ocho pozos adicionales, para lo cual participará con el 19% de los gastos de capital requeridos para la perforación de los pozos en los que participe mediante la prestación de servicios y -en consecuencia- tendrá el derecho al 19% de la producción resultante de los mismos durante 12 años”.
Agua del Cajón
Capex tiene casi 50 años y está controlada por la empresa de capitales nacionales Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (Capsa) de la familia Götz, desarrolla proyectos en la cuenca del Golfo San Jorge y en los últimos años incorporó a su portafolio áreas en Vaca Muerta, como Parva Negra Oeste.
El área Agua del Cajón, que ahora comparten las tres compañías, queda a 28 kilómetros de la ciudad de Neuquén. La concesión por exploración y explotación es hasta 2052. Este año Capex, completó los cuatro pozos con una rama lateral de 2.700 metros.
El acuerdo (Farm Out) firmado en julio de 2023 entre Capex y Trafigura permite ampliar el desarrollo con la perforación de 12 pozos más por 12 años, mientras que el rubricado con Schlumberger es por ocho pozos por 12 años.
Capex desarrolla áreas en las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro. En el Golfo San Jorge opera el yacimiento Diadema, un campo maduro con más de 100 años de historia, a partir de la técnica de recuperación terciaria (mediante el método de polímeros).
Donald Trump quiere restablecer el liderazgoenergético de los Estados Unidos a través de la redinamización de la exportación de hidrocarburos. El presidente electo anunció que pondrá al frente de esa misión al republicano Doug Burgum, actual gobernador de Dakota del Norte, quien asumirá como secretario del Departamento de Interior. Desde esa plataforma, Burgum presidirá el Consejo Nacionalde Energía, una nueva estructura pensada por Trump para alinear y subordinar a todos los departamentos y las agencias federales vinculados a la industria energética detrás de la política sectorial establecida por el presidente. En un rol secundario pero relevante estará Chris Wright, un referente de la industria del shale oil apuntado por Trump para tomar las riendas de la Secretaría de Energía.
Los hombres nominados por Trump para asumir en Interior y Energía empujarán desde el Consejo Nacionalde Energía lo que el presidente electo denominó como «el camino hacia el dominio energético de EE.UU.«. Trump adelantó que este consejo “estará formado por todos los departamentos y agencias involucrados en la concesión de permisos, producción, generación, distribución, regulación y transporte de todas las formas de energía estadounidense”.
Nombres propios
La designación de Burgum para controlar Interior y presidir el nuevo consejo no es azarosa. El Departamento de Interior supervisa alrededor de 700 millones de acres de tierras federales y 1700 millones de acres de de la plataforma continental marítima. La producción de petróleo en las tierras y aguas federales representa poco más del 20% de la producción nacional de petróleo de EE.UU.
El Departamento de Interior durante la administración de Joe Biden dispuso una pausa temporal en las subastas de arrendamiento para explorar y producir petróleo y gas en esas tierras. También impulsó a través de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA por sus siglas en inglés) un aumento en las regalías que las petroleras pagan al gobierno federal y los estados por explotar esas áreas.
El gobernador de Dakota del Norte conoce bien el tema. Burgum fue uno de los tantos gobernadores que presentaron demandas en las cortes federales contra la pausa temporal impuesta por el gobierno de Biden. Dakota del Norte es el tercer estado productor de petróleo de EE.UU., luego de Texas y Nuevo México, con una producción actual de 1,2 millones de bpd.
Desde esa posición de poder, se espera que Burgum, a través del Consejo Nacional de Energía, tenga una capacidad de influencia decisiva sobre la Agencia de Protección Ambiental (EPA por sus siglas en inglés) y otras agencias federales para flexibilizar o eliminar las regulaciones que limitan la producción y exportación de hidrocarburos.
Trump junto a Doug Burgum durante la campaña presidencial.
Dominancia energética
La conformación del gabinete y del consejo energético dan a entender que la dominancia energética planteada por Trump estará basada principalmente en liberar la producción y exportación de hidrocarburoscomo un contrapeso al liderazgo e influencia de China en materia de tecnologías y cadenas de suministros para la transición energética.
«Estados Unidos esta arrancando el siglo XXI detrás de China en materia energética y con este consejo nacional de energía busca tratar de establecer un nuevo liderazgo fuertemente en basado en hidrocarburos«, explicó Guillermo Koutoudjian, consultor experto en Relaciones Internacionales y profesor del CEARE UBA y de la Escuela Superior de Guerra Conjunta, consultado por EconoJournal.
Estados Unidos esta produciendo niveles récord de gas natural y de petróleo. La producción petrolera supera la barrera de los 13 millones de barriles diarios. Por el lado del gas alcanzó un hito al transformarse en el principal exportador mundial de gas natural licuado (GNL) en 2023.
GNL y vínculo transatlántico
Las exportaciones de GNL son particularmente relevantes en lo que hace a las relaciones diplomáticas con Europa. El viejo continente ha comprado más de dos tercios de los buques de GNL exportados desde EE.UU. desde que Rusia invadió Ucrania en 2022. «Hoy EE.UU. se ha colocado en un triunfo geopolítico sobre Rusia, ha sacado en parte la preponderancia rusa en el mercado energético europeo y ha acercado todavía más a Europa a los intereses de EE.UU.», dijo Koutoudjian.
Trump prometió levantar la suspensión temporal sobre el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL que la administración Biden dispuso a comienzos de año. Los proyectos de gas natural licuado necesitan permisos del Departamento de Energía para poder vender el producto a países que no tienen tratados de libre comercio (TLC) con EE.UU. Ningún país miembro de la Unión Europea tiene un TLC firmado con EE.UU.
La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, sugirió que una forma de disuadir al presidente electo de los Estados Unidos de imponer nuevos aranceles es que la Unión Europea compre más GNL estadounidense para reducir su dependencia del GNL ruso. “¿Por qué no sustituirlo por GNL estadounidense, que es más barato para nosotros y reduce nuestros precios energéticos? Es algo que podemos debatir, también en lo que respecta a nuestro déficit comercial”, dijo von der Leyen.
En cualquier caso, la pregunta a dilucidar es qué relevancia le asigna Trump al vínculo transatlántico. «Creo que Trump hará un pivot más hacia el Asia, para confrontar con China. En este sentido, ese consejo nacional de energía tendrá mucho que ver en ese balanceo, en como balancear a China en el resto del mundo, porque China esta muy presente con sus inversiones energéticas y mineras en América Latina, en África y otras regiones», agregó Koutoudjian.
Nuevo secretario de Energía
La otra figura destacada para impulsar la agenda energética de Trump será Chris Wright, un ejecutivo petrolero nominado para ser el próximo secretario de Energía. Wright es el CEO de Liberty Energy, una de las principales compañías de servicios de campo para petróleo y gas en EE.UU., aunque también tiene participaciones en otras empresas. Una de estas empresas vincula al próximo secretario de Energía con un proyecto minero en la Argentina.
Wright es considerado un referente en la industria del shale. «(Wright) ha sido un destacado tecnólogo y empresario en el ámbito energético. Ha trabajado en energía nuclear, solar, geotérmica y en petróleo y gas”, dijo Trump. “Lo más importante es que Chris fue uno de los pioneros que ayudaron a lanzar la revolución estadounidense del gas no convencional que impulsó la independencia energética estadounidense y transformó los mercados energéticos y la geopolítica mundiales”, añadió el presidente electo.
Un tema que preocupa a las productoras de gas y petróleo medianas y pequeñas en los Estados Unidos son las restricciones al financiamiento para sus inversiones a raíz de los criterios de ambiente, sociedad y gobernanza (ESG por siglas en inglés) adoptados por instituciones bancarias y fondos de inversión. Wright es una de las voces en la industria petrolera que más activamente se manifestó en contra de la discriminación en el financiamiento.
Liberty Energy es una de las principales compañías de servicios de campo para petróleo y gas en EE.UU. El CEO de la empresa, Chris Wright, explica que debido a las políticas ESG los bancos están dejando de financiar al sector (y quiénes son los más perjudicados). (Vía @pwrhungry) pic.twitter.com/asLwtaE5dI
Además de los hidrocarburos, Wright es inversor en Oklo, una compañía de ingeniería nuclear que esta desarrollando un reactor modular pequeño. El próximo secretario de Energía también integra el directorio de EMX Royalty Corp., una empresa global de regalías mineras. EMX posee una regalía del 1% NSR en el proyecto Diablillos, un pórfido de plata-oro y cobre-oro, ubicado en Salta y propiedad de la canadiense AbraSilver Resource Corp.
Chris Wright, el próximo secretario de Energía de Trump.
Funcionarios de las provincias lítiferas y del Ministerio de Economía de la Nación debatieron en Argentina & LATAM Lithium Summit sobre la hoja de ruta que debe transitar la Argentina para convertirse en uno de los actores clave del mercado de litio a nivel global. El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue destacado como una de las principales herramientas para dinamizar los proyectos.
José Gabriel Gómez, secretario de Minería e hidrocarburos de Jujuy, aseguró que desde la provincia se encuentran trabajando en el cambio de la matriz productiva y que el litio, junto con el desarrollo de los parques solares, fue el gran impulsor para afrontar ese desafío. “Venimos trabajando en varios ejes estratégicos para impulsar un crecimiento sostenido en el tiempo. El litio vino a generar un impacto en la provincia y nos demostró que la minería se puede hacer de manera sustentable, que genera puestos de trabajo genuinos, registrados. Por eso, estuvimos trabajando con Salta y Catamarca para equilibrar las reglamentaciones y fortalecer el desarrollo de la región”, comentó en el evento organizado por The Net Zero Circle en colaboración con CIMC WETRANS.
Gómez destacó el rol de los proveedores locales para impulsar el desarrollo del sector e informó que en la actualidad cuentan con más de 60 proveedores que se desarrollaron por el litio y que también cuentan con alianzas estratégicas con las universidades de la provincia para apalancar la actividad y retener nuevos talentos para la industria.
“Ahora las empresas están evaluando la extracción directa de litio para mejorar la sostenibilidad. Ya está en funcionamiento una planta piloto en el Salar de Jama. Queremos seguir desarrollando proyectos. Tenemos más del 70% de mano de obra local en los proyectos de litio. Queremos sostener eso y mejorarlo día a día. Lo estamos logrando gracias a que trabajamos en conjunto con las empresas. Sistematizamos mucha información para darle seguridad jurídica a los inversores. Tenemos un gran potencial y lo estamos acompañando”, expresó el secretario de Minería e hidrocarburos de Jujuy.
El impacto del RIGI
Marcelo Murúa, ministro de Minería de Catamarca, destacó el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para dinamizar los proyectos de litio. “Es una medida que va a aportar. El primer paso es adherir al Régimen y nuestra provincia ya lo hizo considerando los beneficios respecto a los tributos. El RIGI es importante para la actividad minera y va a ser importante que la minería se transforme en una política de Estado. Nosotros venimos trabajando desde hace tiempo desde la Mesa del Litio con Jujuy y Salta para llevar a cabo un trabajo coordinado y poder unificar criterios que hacen a la operatividad de los proyectos”, expresó.
El funcionario catamarqueño destacó que tener un clima de colaboración entre las provincias permitió que muchos proyectos avancen dado que facilitó que se flexibilicen normativas.
Murúa aseveró que “en todo lo que atañe al alcance de las políticas de promoción provincial, creo que Catamarca está a disposición. Las provincias que estamos en la actividad minera buscamos agilizar estos procesos y que lleguen las inversiones que necesitamos».
La infraestructura como cuello de botella
Jorge Matías González, director nacional de Promoción y Economía minera del Ministerio de Economía, planteó que “los inversores ven a la Argentina como un buen lugar para hacer negocios. En los últimos años hubo cambios en las reglas de juego. Ahora el RIGI es una señal para el mercado. Al gobierno le interesa que se desarrolle el sector y el Régimen viene a arreglar algunas cosas de la Ley de Inversiones mineras”.
El funcionario marcó que uno de los cuellos de botella del sector es la infraestructura. “Necesitamos de la infraestructura para mover la producción. Estamos avanzando en eso. También, en la promoción internacional de la cartera de proyectos con los que cuenta la Argentina. Debemos buscar socios estratégicos para que los proyectos comiencen, logren un impacto en la balanza comercial energética y podamos exportar como los demás países de la región”, exhibió González.
Fernando José Ciacera, director nacional de la cadena de valor e infraestructura minera del Ministerio de Economía, coincidió con la visión de González puesto que consideró que la infraestructura es clave para poder desarrollar los proyectos mineros. Aún así, planteó que también es necesaria la parte logística y la cadena de valor.
“Los proveedores y la mano de obra calificada son dos cosas que va a necesitar el sector. Estamos sondeando las necesidades de infraestructura, buscando soluciones tecnológicas. Allí es donde entra el RIGI para que la parte privada se incorpore. Intentamos propiciar el sector privado para que haya una cadena de valor competitiva y resiliente”; concluyó Ciacera.
El ministro de Economía de la provincia de Buenos Aires, Pablo López, presentó la semana pasada la Ley Impositiva, en forma conjunta con el Presupuesto oficial de la Provincia para el año que viene, ante la Legislatura. En la propuesta, la gobernación de Axel Kicilloffijó un incremento del 120% en el impuesto adicional sobre Ingresos Brutos que grava las operaciones de los puertos en la Provincia. Fuentes cercanas al gobernador aclararon que el proyecto enviado «no incrementa la carga tributaria en los sectores productivos. Las alícuotas del Impuesto de Ingresos Brutos no se modifican. Lo que establece es una actualización del cargo fijo del adicional por tonelada en terminales portuarias en línea con la evolución de precios registrada en 2024«.
La medida generó especial controversia entre las empresas que operan en el puerto de Bahía Blanca – empresas exportadoras de crudo, petroquímicas, compañías dedicadas a la carga y descarga de cereales y armadores de barcos, entre otras-, ya que fuentes privadas aseguraron a este medio que la decisión afectará la competitividad de los puertos bonaerenses, complicando la llegada de nuevas inversiones. A su vez, agregaron, que tendrá un impacto en las cadenas estratégicas de las economías regionales y nacionales por la alta carga impositiva.
Un directivo de una empresa energética lo puso en estos términos: “De ser aprobado este incremento del 120% en el impuesto adicional, el impacto que deberemos afrontar los usuarios del sistema de transporte de hidrocarburos será del orden de 8.000 millones de pesos por año”.
El impuesto
Este impuesto sobre los ingresos brutos aplicados a la actividad portuaria de la provincia se creó en 2020. En el artículo N°100 de la Ley Impositiva presentada ese año, en plena pandemia, se estableció con carácter extraordinario un incremento en el impuesto sobre Ingresos Brutos en lo vinculado a la explotación de terminales portuarias ubicadas en puertos de la provincia de Buenos Aires. En ese momento, con el objetivo de obtener una mayor recaudación frente al escenario que se había desatado por la crisis sanitaria, la provincia había establecido diferentes montos adicionales que debían abonar de forma mensual las empresas que operan en el puerto.
Las compañías debían pagar $47 por cada tonelada o fracción superior a 500 kilos de mercadería cargada en buques durante el mes, $139 por la mercadería descargada de buques y $23 por la mercadería removida durante el mes. Si bien, como se marcaba en la normativa, al inicio se trataba de un tributo con carácter extraordinario, ahora la administración provincial decidió fijar ese impuesto y aumentar sus montos base en un 120 por ciento.
En el proyecto de la Ley Impositiva 2025, el gobierno provincial determinó que, por cada tonelada o fracción superior a 500 kilos de mercadería cargada en buques durante el mes, las empresas deberán pagar un adicional de $1.135. Por cada tonelada o fracción superior a los 500 kilos de mercadería descargada $3.405 y por mercadería removida durante el mes $545.
Desde la gobernación provincial explicaron que «la suma fija del adicional por por tonelada en las terminales portuarias se debe actualizar porque si no se desvaloriza su función. Lo que se hizo desde la Provincia es plantear un aumento que está en línea con la inflación de 2024«.
Impacto
Frente a esta decisión, los actores privados del puerto de Bahía Blanca, exportadores e importadores, marcaron el impacto que tendría esta decisión y argumentaron a este medio que “el monto adicional de las operaciones portuarias, que se cobra para aumentar los recursos de la provincia, carecería de legalidad debido a que, al adherirse a la Constitución Nacional, la provincia de Buenos Aires le cedió al gobierno federal la regulación de los derechos de importaciones y exportación”. De hecho, existen unas 10 causas judiciales a resolución de la Corte Suprema de Justicia de la provincia que discuten la aplicación del tributo.
En esa misma línea, las fuentes consultadas explicaron que la aplicación de un impuesto adicional sobre los ingresos brutos afecta directamente los costos logísticos de las empresas que dependen de los puertos de la provincia, lo que se traduce en un encarecimiento de las operaciones y una consecuente disminución de su atractivo frente a otros puertos de la Argentina frenando el crecimiento de las empresas que ya se encuentran radicadas en los puertos de la provincia.
Desde una empresa naviera indicaron que “las políticas fiscales restrictivas desalientan la llegada de nuevas empresas al territorio bonaerense. Esto genera un escenario adverso para la inversión en infraestructura clave, como el desarrollo de cadenas logísticas eficientes. Las decisiones fiscales recientes refuerzan la percepción de incertidumbre en el ámbito empresarial, lo que complica la planificación de inversiones a mediano y largo plazo”.
También, fuentes del sector precisaron que el aumento de costos en los puertos bonaerenses encarecerá aún más las exportaciones y al mismo tiempo disminuirá la competitividad de los productos argentinos en los mercados internacionales.
La respuesta de la Provincia
Frente a este escenario, las fuentes del Gobierno provincial remarcaron que «como el adicional no es un porcentaje, sino una suma fija, si no se aumenta pierde su función. Por eso se decidió este aumento. Además, el adicional tiene un tope».
Esto es así porque, según precisaron desde el Ejecutivo provincial, «el importe a abonar en ningún caso puede superar el 5% de la base imponible de las actividades alcanzadas, quedando determinada de esa manera por la variación de la base imponible para el impuesto sobre los Ingresos Brutos».
YPF, la petrolera de mayoría accionaria estatal, acelerará en los próximos días la construcción del segundo tramo del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra clave para exportar la producción de crudo desde Neuquén hasta el océano Atlántico. La obra comenzará a fines de diciembre o principios de enero, según estimaron fuentes de YPF.
La compañía ya adjudicó la provisión de los caños que requerirá el proyecto a Tenaris, subsidiaria del Grupo Techint y uno de los principales proveedores de tubos para la industria de Oill&Gas a nivel global, mediante la firma de un contrato por un total US$ 180 millones. En tanto que el martes que viene se conocerán las constructoras ganadoras que se encargarán de la ejecución de la obra, que prevé el tendido de un tramo de 440 kilómetros desde localidad de Allen en Río Negro hasta el puerto de Punta Colorada en Río Negro. El costo de la obra total asciende a US$ 2.552 millones, según precisaron allegados a la compañía. El primer tramo, que contempla la instalación de un oleoducto de 130 Km desde Loma Campana, el área insignia de shale oil de YPF en Vaca Muerta, hasta Allen, estará finalizado en enero de 2025.
Una vez que el segundo tramo esté finalizando, en el segundo semestre de 2026, permitirá transportar 570.000 barriles diarios de petróleo (bdp), que se destinarán al mercado de exportación. Se estima, sin embargo, que la capacidad de transporte trepe en el futuro hasta los 770.000 (bdp), lo que permitiría traccionar exportaciones por US$ 21.000 millones por año. Fuentes de la compañía indicaron que «el oleoducto implicará mucho más que duplicar la producción de la Argentina».
YPF adjudicó la provisión de los tubos del VMOS a Tenaris.
Las mismas fuentes señalaron que el ducto podría comenzar a operar entre julio y septiembre de 2026. Inicialmente está estimado que transporte 390.000 bdp para 2027. La terminal contará con dos boyas que operarán para no correr riesgos de perder volumen de exportación.
El puerto de aguas profundas ubicado en Punta Colorada, en Río Negro, permitirá exportar crudo en buques VLCC (de gran porte), que representa una ventaja en costos de flete de 2 a 3 dólares por barril en comparación con la tarifa del flete desde Puerto Rosales, en el puerto de Bahía Blanca.
Nueva empresa
YPF creará una sociedad privada que operará el nuevo ducto. Se llamará VMOS y tendrá la participación de otras operadoras. VMOS, que será una Sociedad Anónima, tendrá la difícil tarea de buscar financiamiento local e internacional por el 70% del costo total de la obra, es decir, por unos US$ 1.800 millones. Para eso, YPF y sus socios deberán conseguir unc rédito internacional bajo el esquema de Project Finance.
La petrolera bajo control estatal inscribió el viernes pasado a VMOS bajo la órbita del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversores (RIGI). Es el primer proyecto de la industria de Oil&Gas que califica dentro del nuevo esquema de promoción de inversiones creado por el gobierno de Javier Milei.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló que “el proyecto VMOS ya se presentó al RIGI. Este es uno de los proyectos de infraestructura privado más importantes de la Argentina de los últimos 20 años”. Y añadió que “la magnitud de este proyecto lo convierte en trascendental para la cuenca Neuquina. Este ducto permitirá más que duplicar la posibilidad de evacuación de petróleo de Vaca Muerta”.
El resto del financiamiento —unos US$ 700 millones— por cada socio que se sume a la nueva sociedad en base a la participación accionaria que asuman. Fuentes de YPF indicaron que Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron, Shell y Pluspetrol tienen interés en sumarse como socios fundadores al proyecto.
“El ancla de financiamiento interno son los contratos de transporte”, remarcaron en YPF. En la compañía estiman que en abril estarán finalizados los contratos con otras operadoras. La tarifa será igual para todos los socios de VMOS, incluso para YPF.
La nueva secretaria de Energía de la nación, María Tettamanti enfatizó que el gobierno busca finalizar la revisión tarifaria integral lo antes posible para acelerar las inversiones en el segmento regulador de gas natural y electricidad. Las declaraciones de Tettamanti, las primeras en público desde que sucedió a Eduardo Rodríguez Chirillo en la cartera energética, ocurren en la misma jornada en la que el gobierno oficializó la postergación por seis meses de la entrada en vigencia de la revisión tarifaria integral, que debía concluir antes de fin de año.
La flamante titular de la Secretaría de Energía participó del evento por el 20 aniversario del Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA). Consultada sobre el tema tarifario, Tettamanti declaró que los entes reguladores del sector, el ENARGAS y el ENRE, están avanzando en la revisión para finalizarla «en los plazos previstos, cuanto antes mejor».
El gobierno oficializó este miércoles por decreto la extensión de laemergencia energética hasta el 9 de julio de 2025. El artículo 3 prorroga la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios que deberán surgir de la revisión integral y el artículo 5 prorroga la intervención de los entes reguladores hasta que se constituya el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad previsto en la Ley Bases.
La funcionaria subrayó que «la tarifa es un precio y los precios son las señales que tienen las empresas para invertir y los usuarios para consumir, sin esa señal los mercados no funcionan«. «Lo ideal sería llegar a una revisión tarifaria para que se concrete y darle una señal a las empresas reguladas por los próximos cinco años para que se animen a invertir», añadió.
Continuidad
La secretaria de Energía además expresó una mirada de continuidad con la agenda energética llevada adelante por Rodríguez Chirillo. «Vengo a continuar una política energética que inició Eduardo, a quien quiero reconocer públicamente por todo lo que avanzó en estos 10 meses, y que esta marcada en una política nacional que por supuesto comparto», explicó Tettamanti.
El déficit fiscal crónico es la raíz de los problemas generales de la economía argentina según la flamante funcionaria. «Creo que el gran error de todos los gobiernos ha sido querer resolver los problemas de la macroeconomía atacando los mercado micro. El caso de la energía es muy claro, es decir, como hay exceso de gasto, los impuestos no alcanzan, hay que recurrir al endeudamiento del impuesto inflacionario, y como recurrimos al impuesto inflacionario y queremos controlar esa inflación que no sabemos cómo, entonces empezamos a congelar tarifas, congelar precios, ahí nos metemos a destruir mercados«, se explayó.
Inversiones
Tettamanti también deslizó que podrían realizar prontamente llamados a licitación para incrementar las capacidades entransmisión y generación eléctricos para resolver los problemas con el suministro en los meses de verano.
«Lo que estamos trabajando y próximamente ya vamos a poder anunciar algunas medidas, es tratar de que esos problemas que se resuelven en el mediano y largo plazo, que es mayor transporte de energía en alta tensión o mayor generación eléctrica, puedan empezar a haber inversioens en esos sectores», adelantó.
El ministro de Economía Luis Caputo ya había anticipado esta posición cuando suspendió la audiencia pública que se iba a realizar el pasado 5 de noviembre para establecer las nuevas tarifas para las empresas de transporte eléctrico y desactivó la convocatoria a punto de realizarse para la audiencia destinada a actualizar el margen de las distribuidoras que operan bajo jurisdicción federal.
El DNU 1023 extiende formalmente en el artículo 1 la emergencia energética en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural hasta el 9 de julio de 2025.
El artículo 3 prorroga la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios que deberán surgir de la revisión integral y el artículo 5 prorroga la intervención de los entes reguladores hasta que se constituya el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad previsto en la Ley Bases.
En los considerandos de la norma, vuelve a poner el foco en la “herencia institucional, económica y social gravísima” que dejó el gobierno anterior como forma de justificar las prórrogas.
Sostiene que la herencia recibida en el sector energético se verificó en la vulnerabilidad y el estado crítico de tres aspectos clave: en el sistema económico recaudatorio; en la funcionalidad de las instalaciones para asegurar el suministro actual y futuro; y en la falta de señales de mercado para la oferta y la demanda.
El gobierno repasa todas las medidas que fue tomando a lo largo del año para superar esta situación y en el listado incluye la actualización de los precios mayoristas de la energía, las adecuaciones transitorias de tarifas en electricidad y gas y la reestructuración del régimen de subsidios.
Sobre el tema puntual de los subsidios, se afirma que el decreto 465/24 fijo un esquema de gradual para ir trasladando a los usuarios los costos reales de la energía. Ese decreto estableció un período de transición hacia subsidios energéticos focalizados que va del 1 de junio al 30 de noviembre, con la posibilidad de prorrogar ese plazo por otros seis meses.
“A pesar de las medidas adoptadas por la Secretaría de Energía, persisten aún las circunstancias que motivaron el dictado del Decreto N° 55/23 relacionadas con la situación de emergencia que atraviesa el sector energético, por lo que resulta indispensable y urgente extender la declaración de emergencia hasta el 9 de julio de 2025, con el fin de permitir que los órganos competentes continúen adoptando las medidas necesarias para asegurar la continuidad en la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y de gas natural”, dice el decreto en los considerandos.
El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que en septiembre de 2024 crecieron las tres variables del sector; producción 3%, ventas locales 6% y exportaciones 14%, con respecto al mes anterior.
En este sentido, al comparar la producción del sector con el mismo mes del año anterior, en la reseña de la CIQyP® se observa un crecimiento;mientras que en el acumulado del año reflejó valores negativos, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.
El Informe elaborado por la Cámara mostró que las ventas locales cayeron tanto en la variación interanual, dado que todos los subsectores fueron afectados; como en el acumulado del año.
Exportaciones
Por su parte, el relevamiento de la Cámara detalla que las exportaciones durante septiembre 2024 crecieron también tanto en la variación interanual un 54%, favorecido por los básicos orgánicos, finales termoplásticos y agroquímicos; y en la variación acumulada del año un 34%, ayudado por todos los subsectores salvo los básicos inorgánicos que se mantuvieron estables.
El reporte de la CIQyP® destacó que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró aumentos del 2% en ventas locales y 16% en exportaciones en septiembre con respecto a agosto del 2024; mientras que la producción decreció un 1%.Por su parte, tanto la producción como las ventas locales presentaron caídas tanto en la variación anual como en el acumulado. A su vez, las exportaciones crecieron interanualmente un 21%, pero decrecieron en el acumulado del año.
Capacidad instalada del sector
En este sentido, el reporte mensual de la CIQyP® destacó que la capacidad instalada del sector durante septiembre tuvo un uso promedio del 61% para los productos básicos e intermedios y del 85% para los productos petroquímicos.
Durante septiembre de 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 51% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 35% en las importaciones y positivas del 4,2% en las exportaciones.
En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante septiembre del 2024, alcanzaron los 388 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.850 millones en los nueve meses del año.
A raíz de los parámetros que muestran el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que «el crecimiento en la producción y ventas locales de la industria química-petroquímica es una señal de la competitividad del sector para actuar en un año de baja demanda, el incremento de las exportaciones también es muy positivo habida cuenta de que hay excedentes importantes de productos químicos provenientes principalmente de Asia. Esperamos que esta tendencia pueda mantenerse en los próximos meses”.
Los gobiernos de Javier Milei y Luiz Inácio «Lula» da Silva rubricaron este lunes el acuerdo bilateral para potenciar las exportaciones de gas desde Vaca Muerta al Brasil en el marco de la cumbre del G20 en Río de Janeiro. El ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, y el ministro de Minas y Energía del Brasil, Alexandre Silveira estamparon la firma sobre el memorandum de entendimiento para los intercambios de gas entre ambos países, cuyo texto fue adelantado hace una semana por EconoJournal. El documento final establece volúmenes de gas incrementales a ser exportados al Brasil hasta llegar a 30 millones de m³ por día para 2030. Por otro lado, Bolivia firmaría un anexo a este acuerdo en el que se establecerá el precio por el transporte de gas a través de territorioboliviano, según las fuentes consultadas.
El acuerdo suscrito por los ministros establece que la Argentina entregaría al Brasil dos millones de metros cúbicos de gas (MMm3) por día a principios de 2025. Este volumen podría crecer a 10 MMm3/día en los próximos tres años, alcanzando 30 MMm3/día en 2030, indicaron las fuentes sobre el texto final rubricado este lunes.
Silveira celebró que la firma del acuerdo llevará «gas barato» al Brasil. «Firmé con el Ministro de Economía argentino, Luis Caputo, el Memorando de Entendimiento para traer gas de Vaca Muerta a Brasil. La previsión es que las importaciones brasileñas de gas natural de nuestros vecinos se realicen a través de 5 rutas. Queremos aumentar la oferta de gas en Brasil y en consecuencia reducir el precio. Necesitamos tratar el gas como una energía de transición, aumentar el volumen para reducir el precio y reindustrializar Brasil, generando más oportunidades para nuestro pueblo», dijo el ministro de Lula en su cuenta de X (ex Twitter).
GÁS MAIS BARATO PARA O BRASIL!
Assinei com o ministro de Economia da Argentina, Luis Caputo, o Memorando de Entendimento para trazer ao Brasil, o gás de Vaca Muerta. A previsão é de que a importação brasileira de gás natural dos nossos vizinhos seja feita por 5 rotas. pic.twitter.com/A6ihRoK0qJ
El texto adelantado por este medio señala que se establecerá un Grupo de Trabajo Bilateral para trabajar sobre tres modalidades de intercambio de gas argentino al Brasil. Del documento se desprende que los gobiernos están impulsando centralmente las exportación de volúmenes no interrumpibles desde Vaca Muerta.
Los integrantes del grupo buscarán tratar las operaciones de exportación de gas natural bajo tres alternativas de intercambio: Operación Comercial de Exportación de Gas Natural en firme, Operación de Intercambio de Gas Natural en Carácter de Emergencia con Devolución, y Operación de Exportación de Gas Natural en Carácter de Oportunidad con Devolución. También se deja la puerta a realizar importaciones de gas temporales o de emergencia desde Brasil.
Silveira y Caputo firmando el memorando de entendimiento.
La Secretaría de Industria y Comercio imputó la semana pasada a 95 empresas por incluir en sus facturas conceptos indebidos que no están relacionados con el servicio que prestan. El listado incluyó a varias distribuidoras de gas natural que inmediatamente elevaron una queja al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) porque afirman que habían sido autorizadas por ese organismo para trasladar impuestos y tasas al usuario final.
El ente regulador dictó comienzos de octubre la resolución 625/24 que dejó sin efecto muchas de esas autorizaciones porque efectivamente no tenían relación con el servicio de provisión de gas natural, pero fuentes de esa dependencia afirmaron a EconoJournal que la Secretaría de Comercio e industria realizó las imputaciones tomando como prueba facturas emitidas antes de esa fecha. Por lo tanto, en esos casos las imputaciones quedarán en la nada.
Desde el Enargas aclararon además que las distribuidoras van a seguir trasladándole al usuario algunos impuestos y tasas haciendo valer el principio de neutralidad impositiva vigente en la Ley del Gas 24.076, pero adelantaron que evalúan modificar la leyenda con la que se presenta esos conceptos en la factura.
La nueva regulación
Industria y Comercio emitió el 10 de septiembre la resolución 267/24 donde establece que las facturas de los proveedores deberán referirse en forma única y exclusiva al bien o servicio contratado por el consumidor, no pudiendo contener sumas o conceptos ajenos a dicho servicio.
En respuesta a dicha norma, Enargas publicó el 7 de octubre la resolución 625/24 a través de la cual dejó sin efecto la resolución 185/18 del propio organismo que había aprobado el “procedimiento para la incorporación de percepciones en factura por línea separada”. Además, dio de baja los códigos de facturación del Sistema Automático de Remisión Informática que habían sido habilitados de conformidad con dicha resolución.
En los considerandos de la norma, se aclara que las autoridades tributarias locales implementaron distintos regímenes de percepción o recaudación por parte de terceros y que debido a ello la facturación del servicio público de gas se vio afectada por tributos que gravan el consumo de gas sin ser la prestadora el sujeto sobre el que se verifica el hecho generador del tributo, dado que simplemente actúa como agente de recaudación.
No obstante, en esa misma resolución 625/24 el organismo regulador aclara también que el artículo 41 de la Ley 24.076 establece el principio de neutralidad tributaria y exige una metodología de ajuste de tarifas que refleje cualquier cambio en los impuestos que afecte a las distribuidoras, excepto el impuesto a las Ganancias. Esto significa que la distribuidora sí puede trasladar a los usuarios los impuestos que se le aplican, siempre y cuando lo autorice explícitamente el Enargas, pero no oficiará más como agente de percepción de otras tasas e impuestos que tienen como sujeto a los usuarios del servicio y no a la propia empresa.
Las imputaciones
Pese a la aclaración publicada por Enargas a través de la resolución 625/24, las imputaciones que realizó la Secretaría de Industria y Comercio la semana pasada generaron polémica entre las distribuidoras porque se basan en facturas previas a la vigencia de esa resolución. Por lo tanto, cuando esas facturas fueron emitidas las distribuidoras sí estaban autorizadas a oficiar como agente de percepción de determinados impuestos y tasas municipales.
Debido a ello, Enargas envió el jueves una nota a la Secretaría de Industria y Comercio pidiendo que se considere esta situación y adjuntando las notas recientes que enviaron las licenciatarias al ente regulador donde aclaran que en ese momento estaban autorizadas a cobrar lo que cobraron.
Impuestos y tasas incluidos en la factura de Metrogas en la Ciudad de Buenos Aires.
Lo que ya no se va a poder cobrar junto con la factura de gas son todas las tasas e impuestos que no tienen como objeto impositivo a las licenciatarias sino al usuario y que las licenciatarias cobraban simplemente porque operaban como agente de retención porque para los municipios era más fácil cobrar esos cargos a través de la factura de gas que con un impuesto separado.
Otro cargo que ya no se va a cobrar es el que venía aplicando el gobierno de la Provincia de Buenos Aires en las boletas de Metrogas, Naturgy y Camuzzi Gas Pampeana para obras de infraestructura de gas. “Eso no es aplicable a la distribuidora. Es un cargo para hacer obras que no tiene que ver con la prestación del servicio”, señalaron en Enargas.
Los impuestos y tasas que siguen
Las autoridades del Enargas se reunieron el jueves con un grupo de asociaciones de consumidores y les informaron que efectivamente hay impuestos que no se van a cobrar más con las facturas, pero les aclararon que hay otros que sí seguirán apareciendo por el principio de neutralidad tributaria previsto en la Ley del Gas.
No obstante, en el ente regulador están evaluando cambiar la leyenda que figura en las facturas para que ya no diga “ingresos brutos” o “tasa de fiscalización” sino un texto que precise que determinado monto se está cobrando para cumplir con el principio de neutralidad tributaria previsto en el artículo 41 de la Ley del Gas 24.076. “Nuestra intención es que al consumidor le quede claro que lo que se está recuperando son impuestos aplicables al servicio”, precisaron desde Enargas.
PCR, la compañía especializada en oil & gas, energías renovables y cemento, y ArcelorMittal Acindar, productora de aceros largos en la Argentina, anunciaron un nuevo acuerdo estratégico a través del cual se comprometen a construir un Parque Eólico en la localidad de Olavarría de 180MW de potencia en una primera etapa y una serie de obras de repotenciación del transporte en las estaciones transformadoras de esa localidad y de Ezeiza. Estas iniciativas permitirán ampliar la capacidad del sistema de transmisión, y al mismo tiempo, posibilitar la construcción de nuevos centros de generación renovable.
Las compañías también realizarán una ampliación en el Parque de San Luis Norte mediante la incorporación de un módulo solar de 18MW, convirtiendo a ese complejo renovable en el primer parque híbrido del país.
Impacto
PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A. (Generación Eléctrica Argentina Renovable I), en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con una potencia total de 112,5 MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, provincia de San Luis. Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que genere el nuevo Parque Eólico Olavarría serán destinadas a abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad, según precisaron.
Martín Brandi, CEO de PCR, aseguró: “Para nuestra empresa se trata de un nuevo hito muy importante en la asociación que establecimos con ArcelorMittal Acindar, empresa industrial líder de la Argentina, afianzando aún más la relación comercial, dando continuidad a las importantes inversiones que ya venimos llevando adelante en el sector de energías renovables, y confirmando de esta manera el fuerte compromiso con el país y la transición energética.”
Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, expresó: “Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo estar liderando la reducción de emisiones de CO2 para la industria siderúrgica argentina. Con esta nueva inversión reafirmamos nuestro compromiso con el objetivo de reducir en un 30% la huella de carbono para 2030 y alcanzar la neutralidad de carbono para 2050”.
En un país de extensas distancias y desafíos logísticos, la compañía de ciencia de los materiales Dow Argentina; la empresa especializada en logística Celsur Logística y la organización ambiental sin fines de lucro Delterra se unieron para conectar puntos clave de la cadena de reciclaje de plástico a través de la iniciativa “Gestión de retornos con materiales de reciclado”.
El objetivo de esta propuestaes hacer más eficiente la logística de transporte al aprovechar trayectos de retorno vacíos para trasladar residuos de plástico hacia centros de reciclaje en Buenos Aires, para darles una segunda vida.
El proyecto
Esta iniciativa se integra a la red de distribución de productos ya establecida por Celsur Logística a nivel nacional. Hasta la implementación de este proyecto conjunto, un número considerable de los camiones que distribuyen productos a través de la red, regresaban vacíos a los centros operativos localizados en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Ahora vuelven desde los centros de recuperación ubicados en el interior del país con material post consumo hacia centros de reciclado ubicados en AMBA, optimizando cada recorrido y promoviendo así una economía circular real.
“Esta colaboración optimiza los recursos logísticos a maximiza la capacidad de transporte en rutas nacionales. Al integrar los trayectos de retorno vacíos en nuestra red de distribución, estamos mejorando la eficiencia operativa y también fomentando la economía circular. Este esfuerzo conjunto demuestra cómo la innovación en logística puede contribuir al impacto positivo en la sostenibilidad y en la reducción de emisiones”, explicó Gabriel García Polignano, director ejecutivo de Celsur Logística.
“La logística inversa tiene un gran potencial en Argentina debido a las extensas distancias y a una alta dependencia del transporte por camión. Miles de camiones recorren cientos de kilómetros diariamente de regreso vacíos. Imaginen si pudiéramos llenarlos con materiales reciclables”, destacó Reinier van der Lely, Program Manager de Delterra, aludiendo al potencial que tiene esta colaboración para cambiar el sistema de gestión de residuos en el país.
Impacto
Durante la etapa que acaba de culminar se realizaron 14 retiros que llegaron a distintas provincias argentinas, movilizando recursos hacia centros de reciclaje en el Área Metropolitana de Buenos Aires, Córdoba, Corrientes y Entre Ríos. Se trata de 10.820 kilómetros recorridos y el transporte de 140 toneladas de material mixto post consumo. Se espera que en la próxima fase se cubran otros 8.000 kilómetros adicionales con nuevos cargamentos, incrementando el volumen de material reciclable transportado, sin necesidad de recorridos adicionales.
“Esta alianza marca un antes y un después en cómo gestionamos los residuos plásticos en Argentina. La logística inversa nos permite aprovechar cada trayecto y transformar cada residuo en un recurso valioso. Este modelo une a la cadena de reciclaje funcionando como un ecosistema de materiales interconectado y optimiza recursos en un país tan extenso como el nuestro”, señaló Guillermo Claus, gerente de Logística del negocio de Empaques y Plásticos de Especialidad para la región Sur de América Latina de Dow.
La sinergia entre las tres organizaciones impulsa un modelo de economía circular que, a través de un proceso eficiente y sincronizado —desde la recolección hasta el reciclaje—, asegura que los residuos plásticos lleguen al centro de reciclaje Reciclar S.A, donde se procesan y reintegran en la cadena productiva como recursos de alto valor. Este proyecto reafirma el compromiso compartido de los 3 aliados con el desarrollo de negocios que consideran la sustentabilidad y que buscan mitigar los impactos al planeta, así como generar un impulso positivo en la economía local, destacaron desde las empresas.
Transportadora Gas del Norte (TGN) cuenta con más de tres décadas conectando personas, industrias y países a través de su sistema de gasoductos. “Hemos tejido una red de talentos que le permite posicionar su liderazgo en el sector energético del país y esto sólo se logra brindándoles la oportunidad a todos esos jóvenes que quieren conectar con su futuro, aprendiendo de quienes más saben, en el lugar donde pasan las cosas”, destacaron desde la empresa. Por esto, la AOG Patagonia 2024 se presentó como una oportunidad para explorar y conectar con quienes desean formar parte de la industria del Oil& Gas a través del stand JOG “Conectá con tu futuro”. Una propuesta que, durante tres días, conjugó el arte colectivo con intereses y aspiracionesde los cientos de jóvenes que visitaron este espacio interactivo.
El “Wall de Conexiones”, como se le denominó a este mural, contó con tres preguntas relacionadas a la industria energética en donde los jóvenes, la mayoría de áreas técnicas o Ingenierías, respondían con un hilo de colores según su rango etario (16-24; 25-34; +35), qué aspecto de la energía les interesaba; qué huella querían dejar en el mundo y qué los motivaba.
Como resultado, el mural dejó una estadística muy interesante al indicar que los jóvenes en edades tempranas (16-24) están más interesados en las nuevas tecnologías, un futuro sustentable y ser parte de soluciones innovadoras, mientras que aquellos en edades comprendidas entre 25-34 años, conectaron su futuro con la eficiencia energética, la economía circular, la creación de soluciones energéticas accesibles y seguras para todos y contribuir al desarrollo del país.
Interés
Por último, aquellas personas con más de 35 años dejaron en claro su interés por la eficiencia energética y se unieron al rango etario anterior indicando su preferencia por crear soluciones energéticas para todos y contribuir al desarrollo del país.
Una obra de arte que no solo proporcionó un momento divertido y creativo, sino que también reflejó las motivaciones y proyecciones de crecimiento alineados a las operaciones de TGN, permitiendo a los jóvenes capturar el momento en el que comienzan a conectar su futuro con la empresa, remarcaron desde la compañía.
La primera central nuclear de Latinoamérica, Atucha I, concluyó en septiembre su primer ciclo de vida útil luego de 50 años de operación. Para continuar con su operación, Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) comenzó con el proyecto para extender su vida operativa por 20 años más. Con una inversión estimada en cerca de US$ 700 millones, la compañía estatal operadora de las centrales nucleares busca garantizar la operación segura, mejorar la defensa en profundidad y hacer más eficiente la central. Nucleoeléctrica recibió a EconoJournalen el sitio Atucha para explicar los alcances y detalles de un proyecto que involucrará un total de 292 subproyectos entre prioritarios y secundarios y que se espera que este concluido para el 2027.
El movimiento de personal en las calles internas del complejo Atucha es intenso. Atucha II esta en parada de mantenimiento y volverá a generar energía en diciembre. Los principales trabajos se concentran en el reactor, a la vez que se realizan algunos trabajos menores en la etapa de alta de la turbina, la máquina generadora individual más potente del país con 745 MW de potencia bruta.
Pero lo que hará vibrar al complejo Atucha en los próximos años son las múltiples tareas que se ejecutarán en el marco de la Parada Prolongada de Reacondicionamientode Atucha I, un proyecto para aumentar las condiciones de disponibilidad y de confiabilidad de una central que aporta 2.531 GWh netos al año (equivalentes al consumo eléctrico de más de 1 millón de habitantes) y que empleará a un promedio de 600 personas por año y a unas 2000 personas en el pico de obra.
El reactor en Atucha I fue detenido el pasado 29 de septiembre al finalizar la licencia de operación otorgada por la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el ente nacional regulador del sector nuclear. La licencia original de operación fue establecida en 32 años de «operación equivalentes a plena potencia», una métrica que no equivale a años calendarios. Como esa licencia vencía en 2018, el Plan Nuclear lanzado en 2006 incluyó analizar la factibilidad de extender la vida útil de la central.
Un estudio realizado por NA-SA concluyó que el recipiente de presión de Atucha I estaba en condiciones para continuar funcionando por dos décadas o inclusive más. Sobre esa base y los requisitos de seguridad exigidos por la ARN, la empresa estructuró un proyecto para extender su vida útilpor20 años calendarios más, es decir, hasta el 2046. Este fue el puntapié inicial para que la ARN aprobase tanto el proyecto de extensión de vida como una enmienda a la licencia original para que la central pudiera seguir generando energía hasta septiembre pasado.
Gerencia de extensión de vida
Nucleoeléctrica estima que el proyecto llevará 30 meses de ejecución, volviendo el reactor a criticidad en marzo de 2027. Liderando el proceso estará la Gerencia de Extensión de Vida, a cargo de Eduardo Arostegui, quien detalló a EconoJournal los avances y las tareas por realizar.
La parte más visible del proyecto dentro del complejo Atucha en este momento es la construcción de algunas de las obras civiles proyectadas, como es la ampliación del edificio de ingreso a zona radiológicamente controlada (donde se encuentra el reactor y una pileta de combustibles gastados), clave para gestionar adecuadamente el flujo de equipos, insumos y personal que ingresarán al reactor durante el proyecto. Solo el costo estimado por todas las obras civiles y de infraestructura se estima en US$ 62 millones.
La parte menos visible esta sucediendo dentro del edificio del reactor: ya retiraron 75 de los 241 elementos combustibles que hay dentro del reactor. Los elementos serán colocados en la pileta de enfriamiento. A un ritmo de 1,6 elementos retirados por día, estiman que completarán la tarea en febrero próximo.
Tanto el retiro de los combustibles como la ampliación del edifico de ingreso son las primeras tareas indispensablespara la ejecución de los subproyectos fundamentales.
Ampliación del edificio de ingeniería en el Complejo Atucha.
Subproyectos fundamentales
Para que Nucleoeléctrica pueda volver a operar Atucha I, la empresa deberá cumplir a rajatabla con el Documento Marco de Licenciamiento (DML) aprobado por la ARN. El documento involucra cinco líneas de trabajo que implican la ejecución de 41 subproyectos fundamentales para recibir una nueva licencia de operación.
Las cinco líneas de trabajo son el cambio del sistema de protección del reactor, la calificación ambiental de equipos, la separación de redundancias, el cambio de filtros del sistema de inyección de seguridad y la instalación de barreras anti derrame. Estas líneas involucran 41 subproyectos civiles, eléctricos, mecánicos, de instrumentación y control, documentales y de procesos.
Más allá de la estructuración del proyecto, las distintas líneas de trabajo se relacionan de una u otra manera. Por ejemplo, la calificación ambiental de equipos considerados críticos incluye la evaluación y potencial recambio de la instrumentación dentro de la esfera de contención que hace al sostenimiento de la protección del reactor. A ese sistema se le aplicarán criterios para cumplir con los últimos estándares internacionales de seguridad.
Un dato alcanza para dimensionar la magnitud de las tareas por realizar: hay que calificar 21 kilómetros de cables para evaluar su continuidad o reemplazo. Lo mismo se debe hacer con las válvulas (electromecánicas en su mayoría), las cajas de conexiones eléctricas, los actuadores y demás equipos. Solo el costo de la calificación ambiental de los equipos esta valorado en US$ 32 millones.
Lo que no requerirá calificación son los filtros del sistema de inyección de seguridad, que serán renovados por completo. Los filtros para el paso del agua se ubican en la parte inferior de la esfera. La superficie de filtrado actual es de 8 m² y se expandirá a 280 m².
Una defensa más profunda
Todos estos trabajos garantizarán la operación segura de la central, pero hay dos líneas de trabajo en particular que mejorarán la defensa en profundidad de Atucha I: la separación de redundancias y la instalación de barreras anti derrame.
La defensa en profundidad aplicada a la seguridad de las centrales nucleares es un concepto que se aplica al diseño, a la operación de las mismas y en la preparación de emergencias, teniendo por objetivo evitar aquellos sucesos que puedan desencadenar accidentes y, en el caso de que estos ocurran, mitigar sus consecuencias.
Por ejemplo, en el hipotético caso extremo de un accidente que conlleve la fundición del núcleo del reactor, el combustible fundido formaría lo que se conoce como corio, una lava nuclear. Los diseños de centrales nucleares de la década de 1980 en adelante suelen contar con barreras anti derrame en la parte inferior del reactor, conocidas en la jerga de la industria como core catcher, que sirven para contener y disminuir la velocidad de avance del corio. Atucha I contará con una barrera de este tipo: se construirá una barrera conformada por ladrillos especiales importados y técnicamente ya ensayados en facilidades de alta temperatura.
Una central más eficiente
A la empresa le bastaría con cumplir con los 41 proyectos del DML para que la ARN apruebe la vuelta a operación de Atucha I. Pero en NA-SA quieren implementar un total de 251 subproyectoso tareas no obligatorias (la empresa ya concluyó 78 de estas tareas), pero que son fundamentales para facilitar la operación cotidiana y hacer que la central sea mucho más eficiente en la generación de electricidad, alcanzando un factor de carga del 88%. En ese sentido una de las principales tareas será la adecuación de la turbina a condiciones de operación más modernas.
Las centrales nucleares tienen ciclos de generación eléctrica de muchos meses, con paradas de mantenimiento y/o de recarga de combustible cada cierto tiempo. Por su diseño las Atuchas tienen la peculiar ventaja de que pueden recargar combustible “en línea”, es decir, sin parar la generación de electricidad.
Pero el mantenimiento, que alcanza a las distintas áreas críticas de la central, como el reactor y sus sistemas o la turbina, es obligatorio y en Atucha I se realiza una parada cada doce meses. En Nucleoeléctrica buscan operar con paradascada 18 meses en lugar de 12. “Cada vez que paramos una central también estamos exigiendo sus sistemas de seguridad, la exigimos termicamente. Hay que tratar de evitarlo, además de generar un ingreso más continuo de dinero”, explicó Arostegui.
Los 251 subproyectos facilitarán la operación de la central y permitirán ir a paradas de mantenimiento cada 18 meses, dos factores que son claves para elevar el factor de carga actual de poco más de 70% a un 88%. El factor de carga es la relación existente entre la energía eléctrica realmente producida por una central en un periodo determinado y la que se hubiera producido en el mismo funcionando a su potencia nominal.
La modernización de la operación de la turbina de Atucha I es un objetivo relevante para alcanzar mayores factores de carga. En la turbina de 362 MW de potenciabruta se buscará modernizar sus sistemas de control y protección, que son hidraulico-eléctricos y se pasarán a completamente eléctricos. También se incorporará un sistema de regulaciones y limitaciones en la parte de control para introducir un umbral con variables más flexibles frente a señales extrañas que actualmente llevan a que la turbina se detenga cuando estas se producen.
La turbina de Atucha I.
La especificidad de las Atuchas
La historia de las centrales en el complejo nuclear de Atucha es distintiva en la industria nuclear. Fuera de la Argentina no existen centrales con una configuración de recipiente de presión y uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena. La utilización de uranio natural fue una exigencia del Estado argentino a los oferentes interesados en participar de la licitación internacional realizada para proveer un diseño prototipo de reactor para el sitio Atucha y que tuvo como ganadora a Kraftwerk Union (KWU).
La especificidad de las dos Atuchas no es un dato menor. En las turbinas de Atucha I y II aún sobresale el logo de KWU, una joint venture conformada en ese entonces por las alemanas Siemens y AEG. Siemens adquirió la empresa por completo en 1977 y la integró como un negocio autónomo dentro de su estructura corporativa.
Pero el núcleo de ingenieros diseñadores de las Atuchas se disolvió cuando Siemens decidió salir del negocio de centrales nucleares en la década de 1990. La desaparición del diseñador original implicó que Nucleoeléctrica tuviese que asumir el desafío de finalizar Atucha II por su cuenta cuando el Estado decidió en 2006 reactivar la construcción de la central tras quedar paralizada en 1993.
En Nucleoeléctrica están aplicando la experiencia acumulada durante la finalización de Atucha II y en las cinco décadas de operación de Atucha I. “La puesta en marcha de Atucha II nos enseñó que hay que vincularse antes entre la ingeniería y el personal en planta, también que hay que trabajar en equipo cuando ingeniería esta haciendo lo suyo debemos acompañarlos y apoyarlos y viceversa”, sintetizó el gerente del proyecto.
Presupuesto
La generadora estatal anunció en septiembre que se habían asegurado los fondos necesarios para llevar adelante el proyecto de extensión de vida, cuyo costo está estimado en cerca de US$ 700 millones. En rigor, lo que la empresa garantizó es que el proyecto contará con presupuesto para todo el 2025, despejando las dudas sobre el inicio de los subproyectos prioritarios. La asignación presupuestaria finalmente llegó el jueves 31 de octubre con una transferencia para gastos de capital por 104.659 millones de pesos. Se habla de una segunda partida para comienzos de 2025.
El proyecto engloba dos obras centrales: la extensión de vida del reactor de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II). Con ese fin, la empresa lanzó en 2022 el fideicomiso NASA IV, logrando hasta el momento un fondeo total de US$ 180 millones.
El presidente de Nucleoeléctrica, Alberto Lamagna, remarcó que el gobierno esta decidido a ejecutar el proyecto. “Con la decisión de hacer la extensión de vida de Atucha I el gobierno nacional ha priorizado las inversiones en energía nuclear como una cuestión estratégica para el desarrollo económico y tecnológico de nuestro país. En las próximas fases de la transformación de NASA buscaremos apalancar la participación de inversiones privadas para impulsar nuevos proyectos nucleares”, dijo Lamagna a EconoJournal.
Argentina se encuentra en un punto estratégico, no solo por sus recursos naturales sino por su capacidad para impulsar una transformación energética que podría posicionarla como un referente en la generación sustentable de electricidad. En un contexto mundial de creciente preocupación por la preservación de los ambientes que habitamos y la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, el país cuenta con enormes posibilidades de aprovechar energías de transición, como el gas, y renovables como la solar, la eólica, la hidroeléctrica y la biomasa. Esta potencia y oportunidades requieren de una estrategia sólida que permita transformar los recursos naturales en proyectos sustentables y beneficios económicos para la sociedad.
Argentina es un país privilegiado en cuanto a recursos naturales para la generación de energías renovables. Por ejemplo, la región de la Puna, en el noroeste argentino, es una de las zonas con mayor radiación solar en el mundo, con condiciones óptimas para la instalación de plantas solares de gran escala. De hecho, proyectos como la planta de Cauchari, en la provincia de Jujuy, ya demuestran el potencial solar argentino, generando energía limpia y abriendo la puerta a la exportación de electricidad a países vecinos. Con un aumento en la inversión y en infraestructura de transporte, el país podría no solo satisfacer la demanda local, sino también convertirse en un importante exportador de energía solar.
Carlos Bergoglio, vicepresidente Eling Energía S.A.
La energía eólica también presenta un panorama sumamente favorable. Las zonas de la Patagonia, cuentan con algunos de los vientos más constantes y potentes del mundo, ideales para la generación de electricidad a través de turbinas eólicas. Actualmente, Argentina ha desarrollado importantes proyectos que aprovechan esta fuente de energía, sin embargo, el potencial eólico está lejos de agotarse. Debemos superar el cuello de botella que representa la falta de capacidad para transportar la producción para permitir el desarrollo de numerosos proyectos en distintas áreas del país, que están a la espera de convertirse en realidad para aportar energía limpia y segura a la red nacional y disminuyendo la dependencia de los combustibles fósiles.
A esto se suman las posibilidades de la energía hidroeléctrica, una fuente que Argentina ya aprovecha en cierta medida, pero que aún pueden aumentar su protagonismo en la matriz de generación de Argentina. Sobre el río Santa Cruz el proyecto de las centrales Néstor Kirchner y Jorge Cepernic aportaran 15% más de energía limpia y renovable a todo el país. Existen diferentes cuencas a lo largo de nuestro territorio que poseen un gran potencial para aprovechar la fuerza del agua y llevar energía a hogares e industrias.
La biomasa es otra fuente de energía con gran potencial en el país, especialmente en las zonas agrícolas y ganaderas. La posibilidad de convertir residuos orgánicos y agrícolas en electricidad ofrece una solución sustentable que, además, podría contribuir a la reducción de desechos y mejorar la calidad ambiental en regiones rurales. Argentina cuenta con una industria agropecuaria robusta que genera una gran cantidad de residuos; aprovechar estos para la producción de energía eléctrica sustentable representa una oportunidad económica y ambiental de gran valor.
En el corazón manisero de la provincia de Córdoba existen variados casos de éxito en generación de energía que utilizan como combustible la cascara de maní como son la central de la empresa Prodeman S.A., que con una potencia de 10 MW inyecta al sistema interconectado nacional energía eléctrica para unos 18.000 hogares. También es paradigmático el caso de la localidad cordobesa de Ticino que, también aprovechando el residuo del maní, produce la energía eléctrica que les permitió ser la única localidad que no sufrió falta de suministro en el episodio de blackout total que se produjo en Argentina en junio del 2019.
En el 2022 el parlamento Europeo, tras una propuesta de la Comisión de Energía Europea, etiqueto como verdes a la energía nuclear y al gas considerando a ambas fuentes como sostenibles.
La energía nuclear que en Argentina ha tenido un desarrollo exitoso, que con las centrales de Embalse, Atucha 1 y Atucha 2 aportan 1763 MW de potencia de energía limpia, es un aliado estratégico ya que es de la pocas fuentes que puede generar electricidad de manera continua y a gran escala sin emitir dióxido de carbono durante su funcionamiento. Los trabajos de extensión de vida de Atucha 1, que ya han comenzado permitirán mantener este aporte fundamental a la matriz sustentable de energía.
El gas natural se ha convertido en un recurso estratégico, en particular gracias a los yacimientos de Vaca Muerta, uno de los mayores reservorios de gas no convencional en el mundo. Este recurso permite que el país disponga de una fuente de energía abundante y de menor impacto ambiental comparado con otros combustibles fósiles, esta característica lo convierte en un puente hacía una matriz energética más limpia A corto y mediano plazo, el gas ayuda a reducir las emisiones y a estabilizar la red eléctrica, dado que las centrales de gas pueden ajustarse rápidamente a los cambios en la demanda de electricidad. Esto resulta crucial para complementar las energías renovables intermitentes, ya que el gas puede generar electricidad cuando las fuentes solar o eólica no están disponibles.
No obstante, el aprovechamiento de estas oportunidades requiere superar desafíos importantes. Es necesario trabajar en forma conjunta entre los diferentes niveles estatales y las organizaciones privadas para establecer las condiciones y conseguir los recursos que permitan el desarrollo de los proyectos y la estructura de transporte necesaria para llegar a los centros de consumos de todo el país y poder exportar la producción excedente.
La capacitación y formación de nuevos profesionales en el sector de energías renovables y la retención de los grandes profesionales que poseen las empresas, también serán clave para asegurar el éxito de esta transformación energética. Argentina necesita técnicos, ingenieros y especialistas en energías limpias que no solo impulsen proyectos de generación, sino que también garanticen el mantenimiento y el desarrollo de nuevas tecnologías en el país.
Por último, es crucial involucrar a la sociedad en esta transición. La conciencia ambiental y el compromiso con la sustentabilidad deben ser parte de la agenda pública. La energía sustentable no solo es una respuesta al cambio climático, sino también una oportunidad de mejorar la calidad de vida, reducir costos energéticos y generar empleo. Con una visión compartida, Argentina tiene todo para liderar la región en el desarrollo de energía limpia y contribuir a un futuro más sustentable.
El futuro de la energía en Argentina es prometedor, y si se logra orientar de manera adecuada, el país podrá no solo abastecer sus propias necesidades, sino también contribuir al bienestar ambiental y económico de la región.
Tras 10 años de haberse sancionado la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas en la actividad petrolera, la Secretaría de Ambiente de Neuquén finalmente dio lugar la semana pasada a un pedido de las cámaras empresarias y dejó sin efecto la legislación que alcanzaba a empresas operadoras y proveedores de servicios.
La modificación de esta norma era un pedido que la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) traía desde hace al menos siete años. También en 2018, el Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) había presentado en la Mesa Vaca Muerta -organizada por la entonces Secretaría de Gobierno de Energía- una solicitud para eliminar la resolución de Neuquén argumentando que restaba competitividad y, en cambio, proponían reemplazarlas por otras propuestas superadoras.
“Siempre se vinculó el negocio con Guillermo Pereyra (ex titular del sindicato de petroleros privados de la cuenca, fallecido en mayo de este año), pero lo cierto es que existen motivos técnicos que motivaron este cambio”, afirmó una fuente de la industria que prefirió reserva. “La realidad es que su disposición final es un componente complejo, a eso se suma el costo que representa para las operadoras que han encontrado otras propuestas superadoras en lo técnico, pero que hasta ahora no habían tenido el espacio para avanzar en su implementación”, detalló.
Actualmente, las tres empresas que acaparan el mercado de las mantas en la Cuenca Neuquina son AESA (subsidiaria de YPF), Enviromental Services y Real Work, con ese orden de presencia. La primera posee el mayor volúmen al ser proveedor de la petrolera bajo control estatal, mientras que las otras dos se disputaban el resto del mercado. En este sentido, serían las más perjudicadas con la nuevaresolución.
Si bien al principio se especulaba que la relación existente entre Real Work y el ex secretario del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, podría haberse convertido en un escollo político a la hora de avanzar en alguna modificación por parte de gestiones anteriores, distintas fuentes coincidieron en que no fue necesariamente así.
La Resolución 159/24 echa por tierra la obligación del uso de mantas y habilita a las empresas a utilizar otros métodos de absorción de derrames.
Qué dice la norma
La reforma generó bastante ruido en la provincia, aunque desde la gobernación de Neuquén evitaron dar cualquier tipo de declaraciones para explicar los motivos para implementarla una década después.
Amparada en el argumento de que la legislación preexistente era superadora al establecer diferentes sistemas de recolección facultados a ser usados -entre ellos bandejas colectoras, membranas o mantas-, la Secretaría de Ambiente que conduce Leticia Esteves logró finalmente dar marcha atrás con la obligatoriedad que recaía sobre operadoras y empresas prestadoras de servicios.
El pasado 5 de noviembre el Boletín Oficial de Neuquén dio aval a la Resolución 159/24 que deroga la resolución 506 del año 2014, que establecía que en las operaciones de exploración y explotación de la actividad hidrocaburífera, construcción, perforación terminación y servicios de apoyo a pozos convencionales y no convencionales “se deben colocar mantas orgánicas oleofílicas, no inflamables y absorbentes».
La misma publicación también deroga otras dos normas, la 982/14 –que agrega que el contenido de las mantas debe ser orgánico o natural– y la 561/15 -que exceptuaba a todos aquellos equipos eléctricos o con un sistema propio de contención del uso de las mantas.
La secretaria de Ambiente, Leticia Esteves, firmante de la resolución, junto con el gobernador Figueroa.
Además, establece que las empresas que presten servicios de prevención y contención de pérdidas, fugas y/o derrames deberán inscribirse en el Registro Provincial de Prestadores de Servicios Ambientales (RePPSA).
Momento para el cambio
“Entiendo que la actual gestión de Figueroa vio el momento para generar el cambio. Tiene respaldo en el trabajo hecho desde el IAPG en lo técnico. Además, esto permite que las empresas pueden seguir usando mantas en Neuquén o sumar otras alternativas validadas”, sostuvo una de las fuentes.
“Que no haya solo un método de recolección era un pedido desde hace mucho tiempo”, sumó otro referente de la industria consultado. “Creo que los tiempos tienen que ver con discusiones que salieron después de la última Expo Argentina Oil & Gas y reuniones que mantuvieron algunas operadoras donde manifestaron compromisos de inversión importantes en los que el tema de costos puede jugar un papel importante”, sostuvo.
Días atrás la firma Enviromental Services presentó un recurso al Ministerio de Energía de Neuquén argumentando que la medida no sería de competencia de la Secretaría de Ambiente. Fuentes del gobierno de Neuquén confirmaron que la resolución que elimina la obligatoriedad del uso de mantas oleofílicas “es de estricta competencia ambiental, no es de índole operativa”.
El gobierno de Mendoza adjudicó a la petrolera Aconcagua Energía el área Payún Oeste, ubicada en Malargüe, por un plazo de 25 años. El gobernador Alfredo Cornejo, junto a la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, formalizaron la concesión en un acto realizado en la Casa de Gobierno.
La concesión conlleva un compromiso de inversión de ocho millones de dólares durante los primeros 10 años por parte de la compañía, de los cuales siete millones se invertirán en los primeros cinco años. Esto incluye trabajos de reactivación de pozos inactivos, estudios geológicos avanzados, perforación de un nuevo pozo, instalaciones de superficie y saneamiento de pasivos, según precisaron.
El gobernador Alfredo Cornejo, junto a la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre; el director ejecutivo de Aconcagua Energía, Diego Trabucco; el vicepresidente, Javier Basso.
Impacto
Estas actividades permitirán poner en marcha la producción en un área que lleva 10 años de inactividad y generará un impacto positivo en la producción diaria de la provincia.
De igual manera, contribuirán a la certificación de nuevas reservas de hidrocarburos y a la expansión del horizonte exploratorio en formaciones geológicas clave, fortaleciendo el desarrollo del sector hidrocarburífero.
En el acto estuvieron presentes el director ejecutivo de Aconcagua, Diego Trabucco; el vicepresidente, Javier Basso, y el gerente corporativo de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad de la empresa, Juan Crespo. Además, participaron el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Cornejo expresó: “Hoy Aconcagua Energía ha comprometido su inversión en el área Payún Oeste tras ganar la licitación de esta concesión. Esto dinamizará la economía local mediante la generación de empleo y la producción incremental, lo que derivará en regalías adicionales y mayores reinversiones para la provincia. Este desarrollo reafirma el compromiso de Mendoza con un modelo de gestión eficiente y sostenible en el sector hidrocarburífero”.
El mandatario provincial destacó que “fuera de lo que exige el decreto que otorga la concesión, la empresa se ha comprometido a colaborar con el desrisqueo de la porción de Vaca Muerta que se encuentra en esta área, ayudando a la provincia a seguir explorando el potencial del no convencional”.
Trabucco manifestó: “Venimos erogando entre 50 y 60 millones de dólares por año en la provincia. Hoy venimos a comprometer esta importante inversión en Payún Oeste, pero también asumimos el compromiso técnico de empezar a ver cómo podemos colaborar con el desrisqueo de la parte de Vaca Muerta mendocina”.
En esa línea, el ejecutivo de Aconcagua Energía señaló que “el convencional de Mendoza es importante, pero el no convencional es el vector de desarrollo más importante y nosotros estamos dispuesto a acompañar ese proceso que necesita la provincia, buscando ser actores principales”.
Expansión
Con esa nueva área, la petrolera sumó unnuevo bloque a las cuatro áreas que ya opera en la provincia: Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado Oriental, Atuel Norte Explotación y Confluencia Sur. Además, lainversión de 8 ocho millones de dólares para Payún Oeste se suma a los más de US$ 130 millones comprometidos en las áreas de oil and gas y a los US$ 135 millones de dólares comprometidos en energía renovable.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó este miércoles su nota técnica sobre la situación de la integración eléctrica en América del Sur. En la jornada, advirtieron que América Latina y El Caribe enfrentan una realidad marcada por los efectos del cambio climático, con la presencia de fenómenos atípicos como sequías extremas hasta inundaciones que afectan a la infraestructura energética y que han puesto en grave riesgo el abastecimiento de la demanda. Frente a este escenario, remarcaron que esta situación fuerza a buscar alternativas que permitan crear condiciones acordes a la realidad de cada país para enfrentar estos efectos y que una de ellas radica en la integración energética.
Desde OLADE advirtieron que esto no sólo involucra la construcción de infraestructura de interconexiones o aprovechamientos entre países que comparten frontera, sino también la creación de espacios favorables para compartir experiencias, buenas prácticas y desarrollar un trabajo conjunto para la planificación de la región. Es por esto que destacaron que “el incremento en la disponibilidad de gas natural de la cuenca neuquina, que se seguirá profundizando en los próximos años con las ampliaciones en la infraestructura de transporte y las inversiones en upstream que se están llevando adelante, sugieren que la Argentina podría cumplir un rol como respaldo térmico regional para la generación intermitente, así como oficiar de garantía de suministro ante eventos hidrológicos extremos en los países limítrofes”.
Esto es así porque el país, gracias a las abundantes reservas de gas natural que posee en la formación, podría abastecer a centrales para que utilicen este recurso para generar energía, en reemplazo de los combustibles líquidos, lo que tendría un impacto económico y también ambiental, puesto que al mismo tiempo permitiría reducir las emisiones.
Aún así, anticiparon que este horizonte requeriría del desarrollo de nueva infraestructura de interconexión con países como Brasil y Chile, en los que existen también gasoductos o proyectos de gasoductos que podrían cumplir el mismo rol.
Presentación
En la presentación del documento, que fue realizado por los especialistas Medardo Cadena, Fabio García y Esteban Kiper, bajo la dirección de Andrés Rebolledo Smitmans, secretario ejecutivo de OLADE, y Fitzgerald Cantero Piali, director de Estudios, Proyectos e Información, se resaltó que en lo que respecta a la integración eléctrica en los países de América del Sur hay una fuerte presencia de la bilateralidad.
García aseguró que “los intercambios que se dan entre los países surgen por acuerdos bilaterales. Se han promovido iniciativas para el logro de una integración energética subregional, pero no se han registrado avances significativos en materia de políticas y marcos regulatorios subregionales que permitan materializar estas aspiraciones en infraestructura y operatividad”.
Es por esto que el especialista también marcó que el establecimiento de un sistema de integración regional, con institucionalidad, políticas y normativa, permitiría acceder de mejor manera a la inversión para nueva infraestructura.
Cantero consideró: “El calor, las inundaciones y las sequías afectan a nuestros países. Esto genera muchas complicaciones para el manejo de nuestras matrices energéticas. Por eso, queremos que se den soluciones para garantizar el suministro y que eso llegue a todos los habitantes. Debemos generar buenas prácticas e intercambios para que todo eso sirva de aporte para nuestros gobiernos para las planificaciones energéticas”.
Iniciativas de integración eléctrica
García exhibió que dentro de la región existen varias iniciativas de integración que han logrado consolidar un mercado subregional con obras de infraestructura, e institucionalidad.
¿Cuáles son los proyectos de integración que están en construcción y desarrollo? Por un lado, se encuentra el Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA) que reúne a Chile, Colombia, Ecuador y Perú. También, el Sistema de Integración Energética de los países del Cono Sur (SIESUR), que involucra a la Argentina, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay -que además contempla la incorporación de Bolivia- y el Arco Norte que busca la interconexión de Brasil con los países de la costa norte de Sudamérica -Guyana y Surinam- al que se incorporaría Guayana Francesa.
Intercambios de electricidad entre los países de la región
Los especialistas detallaron que los intercambios en la región muestran fluctuaciones que responden a diferentes causas. En algunos casos, están marcados por una hidrología cambiante, con comportamientos que se apartan de los comportamientos históricos. También, por las olas de calor que se han presentado en algunos países y que han incidido en un crecimiento de la demanda que está por sobre la media histórica.
A su vez, destacaron que otro de los factores a considerar es la mayor incorporación de energías renovables no convencionales que sustituyen a la producción con hidrocarburos. En el caso del Cono Sur plantearon que también haber impactado en los flujos el surgimiento de nueva normativa introducida mediante la Portaria Normativa MME nº 49/2022 por parte de Brasil que facilita la exportación de vertimientos turbinables y de energía eléctrica proveniente de excedentes renovables no hidroeléctricos.
Respecto a los países del Cono Sur, informaron que los intercambios son permanentes, utilizando la infraestructura de interconexiones existente, al margen de las transacciones que surgen de los acuerdos vinculados con centrales de generación binacionales Itaipú, Yacyretá y Salto Grande.
Dejando de lado a Paraguay, puesto que se ha consolidado como un exportador neto de energía eléctrica, los intercambios entre los demás países de esta región han permitido que todos actúen en su momento como exportadores o importadores, ya sea para atender su demanda interna o bien para aprovechar condiciones de precio más favorables.
De los resultados se desprende también que, por el lado de uso de la infraestructura, el factor de utilización de las interconexiones muestra un incremento en el 2023 con relación al año anterior, con excepción de la interconexión entre Argentina y Uruguay.
Los intercambios de la Argentina con el resto de los países
Además de destacar el rol que podría ocupar la Argentina para asegurar el suministro eléctrico a nivel regional gracias a sus abundantes recursos provenientes de Vaca Muerta, en el estudio se hace un análisis de los intercambios que se efectuaron entre el país con las naciones vecinas.
Entre 2020-2023 los intercambios entre la Argentina y Brasil fueron crecientes, alcanzando los 900 MW-medios anuales en 2023 y un factor de uso de las conversoras de frecuencia (ya que la Argentina y Brasil tienen una frecuencia distinta) del 45%. Esto fue así porque en ese periodo la situación hidrológica de Brasil comenzó a mejorar sensiblemente mientras que el mercado eléctrico argentino debió sortear diversos obstáculos como la bajante histórica del Río Paraná que afectó la generación de Yacyretá, los bajos aportes de Salto Grande y de las centrales del Comahue, los altos precios de los combustibles líquidos y del Gas Natural Licuado (GNL) (por el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania) y las olas de calor que pusieron en jaque y llevaron al límite al sistema.
En cuanto a la represa hidroeléctrica de Salto Grande, los intercambios de excedentes fueron acotados en los últimos años, con una distribución promedio 50/50 entre la Argentina y Uruguay, según precisaron. El mayor desvío en la distribución de la generación se observó sobre fines de 2023 y principios de 2024, con un aumento en la participación argentina.
Respecto al intercambio con Paraguay por la central binacional Yacyretá, se destacó que la Argentina consumió la mayor parte de la generación de la central, con una participación del 90% para el período 2017-2024. Mientras que Paraguay incrementó su participación desde mediados de 2019, fenómeno que se explica por la menor generación total de la central.
Resultados
Medardo Cadena resaltó que “entre 2022 y 2023 se registró un incremento del 28% en el intercambio que se dio entre países. Estos intercambios han dado la posibilidad de ver cuáles eran las barreras para que se puedan dar de la mejor manera. Estamos prontos a que se consolide el mercado regional andino de corto plazo entre Colombia, Ecuador y Perú. SINEA ha motivado a un mercado regional”.
En el 2023, los intercambios internacionales de electricidad entre países de América del Sur alcanzaron los 39.755 GWh, frente a los 31.045 GWh que se intercambiaron en el 2022. El 95,3% de esa energía se intercambió a nivel de países del Cono Sur, y tan solo el 4,7% entre países de la Región Andina. Además, a nivel general de América del Sur, en el 2023 los intercambios de electricidad representaron apenas el 3,7% de la demanda.
En el caso de Uruguay, el país abasteció el 11,1% de su demanda con importaciones principalmente desde Brasil y en menor medida desde la Argentina. Y nuestro país abasteció el 10% de su demanda con importaciones desde Brasil, Uruguay y Paraguay y en menor medida desde Bolivia y Chile; y también Ecuador, que cubrió el 4,4% de su demanda interna con importación principalmente desde Colombia.
Otro de los aspectos a destacar fue que durante el año pasado se incrementó el factor de utilización de los enlaces internacionales con relación al 2022. En el Cono Sur, el promedio de utilización alcanzó 35,5% frente al 28,4% del 2022. Asimismo, la estación conversora Garabí de la interconexión entre la Argentina y Brasil alcanzó un factor de uso de 45% y las importaciones argentinas alcanzaron un uso del 60% de la infraestructura de interconexión directa con Brasil.
“Cuando hay excedentes se producen estos intercambios. Frente a la presencia de fenómenos climatológicos, los países que lo pudieron sobrellevar de mejor manera son los que tuvieron las mejores conexiones de interconexión e intercambio con vecinos. Esto debe servir para marcar el nuevo rumbo de la región. Hay una necesidad de avanzar y fortalecer la infraestructura”, concluyó Medardo Cadena.
YPF está intentando cerrar el traspaso de varias de los yacimientos convencionales que puso en venta bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa con la que la petrolera bajo control estatal apunta a desprenderse de campos maduros en varias provincias a fin de concentrar su inversión en Vaca Muerta. La medida es un pilar estratégico del plan 4×4 que diseñó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, que aspira a cuadriplicar la producción de hidrocarburos de la empresa hacia fines de esta década.
YPF firmó a fines de octubre la cesión de cuatro bloques en Chubut a manos de Pecom e intenta avanzar con su salida de otras provincias como Río Negro, Mendoza y Neuquén, aunque para eso necesita del aval de las gobernaciones provinciales, que deben aprobar el ingreso de las nuevos operadoras y en muchos de esos casos, autorizar una extensión por 10 años de las concesiones en cuestión. Ese proceso podría demandar aún de varias semanas.
A la mayor petrolera del país le queda, sin embargo, un duro hueso de roer, uno que incluso, si no obtiene los resultados deseados en los tiempos previstos, podría contaminar todo el proceso de salida de reservorios convencionales. Se trata de Santa Cruz, donde YPF opera unos 25 bloques hidrocarburíferos en el flanco norte de la provincia, dentro de la cuenca del Golfo San Jorge.
En esos campos, la petrolera perderá unos US$ 300 millones por el plan de inversiones realizado en 2023, según datos publicados por este medio en mayo de este año. Para purgar sus costos operativos, es clave poder traspasar esas áreas a compañías independientes que estén enfocados en la eficientización de esos yacimientos. El propio Marín declaró en marzo que una vez que YPF logre salir de Santa Cruz, el costo de producción de la empresa se reducirá a la mitad. Eso permitirá mejorar su balance y en consiguiente, amplificar su ratio crediticio.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, podría venir a Buenos Aires a negociar por las áreas en Santa Cruz.
Estrategias
En lo que va del año, YPF ensayó tres estrategias diferentes para intentar ceder la operación de sus concesiones santacruceñas, entre las que se destacan áreas como Los Perales–Las Mesetas, Cañadón León–Meseta Espinosa, y Cañadón La Escondida-Las Heras. Hasta el momento, ninguna logró sentar en una mesa de negociación realista al gobernador Claudio Vidal, que en su carácter de titular de los bloques debe validar formalmente el traspaso de las áreas.
La primera, lanzada en el primer trimestre, consistía en revertir las áreas directamente a Fomicruz, la empresa del estado santacruceño, y costear el pago de una serie de obras de infraestructura en la provincia, así como también reconocer un monto para remediar a futuro los pasivos ambientales remanentes en los yacimientos. La segunda, que se empezó a bosquejar cuando se frustró la primera porque las partes no se pusieron de acuerdo económicamente,exploró la posibilidad de incluir las áreas de Santa Cruz en una segunda ronda del Proyecto Andes que la petrolera puso en cabeza del banco Santander.
Allí se cristalizó el interés por los campos de otros privados. No son muchos, pero en esa lista figuran Pecom, brazo petrolero del Grupo Perez Companc, que desembolsó más de US$ 120 millones para adquirir las áreas que vendió YPF en Chubut; Roch, la petrolera fundada por Ricardo Chacra, que visualiza a los campos santacruceños como una oportunidad de reinvención tras algunos años complicados en el plano financiero; Patagonia Resources, de los hermanos Juan y Patricio Neuss, que busca retomar el camino iniciado en la industria de Oil&Gas en los ‘80 a través de Glacco, una firma del grupo familiar que operó unos 10 bloques en la cuenca del Golfo en los ’90 que luego vendió a Petrolera San Jorge; y Crown Point, petrolera del Grupo ST, que lideran los empresarios Pablo Peralta y Roberto Domínguez. Los bloques de YPF en Santa Cruz también podrían ser del interés de Capsa, la mayor petrolera independiente del país, aunque la empresa quiere estudiar a fondo la estructura operativa y el potencial de los bloques antes de tomar una decisión.
La segunda estrategia no pudo avanzar, en parte, por la dificultad de YPF para atomizar la negociación entre varios actores cuando, históricamente, la explotación de la veintena de campos que posee en Santa Cruz está fue diseñada como una sola unidad operativa, por lo que las facilities (plantas de tratamiento, instalaciones de agua y electricidad y red logística, entre otras) son compartidas por la mayoría de los bloques. Eso dificulta la posibilidad de particionar y subdividir las áreas.
Posiciones en pugna
A raíz de eso, YPF empezó a explorar hace dos o tres meses una tercera alternativa: negociar una cesión de las áreas a CGC, la petrolera que preside Hugo Eurnekian, para que sea la empresa de Corporación América la que lidere el proceso de readecuación operativa de los campos maduros junto con el resto de las petroleras interesadas.
Horacio Marín, CEO de YPF, y Vidal no se pusieron de acuerdo por las áreas de YPF en la provincia.
Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que CGC, el mayor productor de hidrocarburos en la provincia, venía estudiando un proyecto técnico y un modelo contractual para hacerse cargo en forma conjunta con otras empresas de los yacimientos en Santa Cruz, pero advirtieron que ese proceso se interrumpió en la última semana al constatar que el gobernador Vidal no termina de validar el proceso de achicamiento de la estructura productiva en los bloques.
El mandatario santacruceño podría arribar a Buenos Aires mañana jueves o el viernes para retomar el contacto con YPF, aunque aún no hay certezas sobre el rumbo que tomarán esas conversaciones. Aunque directivos de la compañía llevan meses intentando acercar posiciones para encontrar una solución sistémica que viabilice una salida lo menos traumática posible de la provincia, Vidal mantiene una postura crítica del rol de la petrolera. “YPF no puede salir así como así. No es tan fácil. Tiene que discutir la remediación de los pasivos ambientales en la provincia. No puede irse de un día para otro”, afirmó ayer por la noche en comunicación telefónica con este medio.
La posición de YPF es clara: la petrolera dejará, de una u otra manera, la operación petrolera en Santa Cruz. Marín reconoció ayer, en una videoconferencia disponible para todos los empleados de la empresa, que la organización pierde millones de dólares en la provincia patagónica, por lo que necesita encontrar una válvula de salida antes de que finalice el año. Si la cesión se concreta de manera ordenada, mejor. Pero si no, la empresa tiene decidido forzar un traspaso, dejando de cubrir los costos de los contratos de servicios que hoy están en ‘stand by’ desde el primer cuatrimestre del año, lo que motivó que entre 1500 y 2000 empleados directos e indirectos de YPF estén cobrando un sueldo sin realizar tareas en los campos petroleros.
Fecha de vencimiento
Esa realidad tiene fecha de vencimiento: el 1º de enero de 2025 dará de baja los contratos de servicios que no tengan una contraprestación efectiva. Sobre lo que existe un consenso unánime es que, con los costos operativos que tiene hoy YPF, no es rentable seguir perforando pozos nuevos en las áreas santacruceñas porque la mayoría pierde plata.
Sí se podría, en caso de optimizar la estructura de gastos, realizar trabajos de reparación (workover) y pulling de perforaciones existentes. Pero todo el personal asignado a los equipos de perforación —YPF posee unos cinco en la provincia— debería ser desafectados en los próximos meses. Esa es la agenda que a Vidal y a Rafael Güenchenen, secretario del sindicato petrolero santacruceño, les cuesta digerir.
Mientras tanto, el tiempo sigue corriendo y los comicios de medio términos, que hasta hace algunos meses parecían lejanos, empiecen a configurarse en el horizonte. Ingresar a una carrera electoral con la agenda petrolera convulsionada en la provincia no parece ser un buen negocio para ninguno de los actores involucrados. Salvo, tal vez, para Pablo González, ex presidente de YPF y principal responsable de la pérdida de competitividad de la empresa durante el gobierno de Alberto Fernández, que quiere encabezar la lista de disputados nacionales por el peronismo y podría beneficiarse si la descomposición de YPF en Santa Cruz que él mismo contribuyó a crear termina por descarrilarse.
La deuda que las distribuidoras eléctricas mantienen con CAMMESA, la empresa que se encarga del despacho de energía en todo el país, trepó desde enero de 394.708 millones a 1.041.413 millones de pesos, un 163%. En dólares al tipo de cambio oficial pasó de US$ 475 millones a unos US$1000 millones. El dato sorprende, sobre todo luego de la fuerte recomposición tarifaria que recibieron Edenor y Edesur, las dos principales deudoras del sistema. Si bien ambas compañías han comenzado a regularizar sus pagos a partir de abril, todavía no abonaron sus deudas, mientras que hay otro grupo de distribuidoras más chicas que siguen sin pagar.
Los peores índices de cobrabilidad se registraron en el primer trimestre. En enero Edesur y Edenor pagaron en promedio solo el 33,9% de su factura, en febrero apenas el 16,3% y en marzo 34,1%. A partir del segundo trimestre la situación cambió. Luego del fuerte aumento del Valor Agregado de Distribución que les otorgó el gobierno, las dos compañías comenzaron a pagar el 100% de su factura, pero la deuda continúa pendiente.
Edesur debe 267.076 millones y Edenor 157.760 millones. Entre las dos concentran el 41% de la deuda que las distribuidoras concentran con CAMMESA. Ambas firmas le reclaman al Estado Nacional ingresos que no cobraron por incumplimientos en los contratos de concesión. Por lo tanto, la deuda que mantienen con CAMMESA será parte de esa negociación donde se pondrán sobre la mesa los activos y pasivos regulatorios.
Las distribuidoras que operan en el interior de la provincia de Buenos Aires también comenzaron a regularizar sus pagos corrientes. EDEA había pagado en enero el 1,9% de su factura, en febrero el 1,6% y en marzo el 12,7%. A partir del segundo trimestre, luego de que el gobierno de Axel Kicillof le otorgara un aumento tarifario, comenzó a normalizar parte de su deuda corriente al pagar un 50,3% en abril y un 100% en mayo. Desde entonces, viene pagando entre el 70% y el 85% de su factura mensual. El mismo patrón se observa en los casos de Edelap, EDEN y EDES.
Varias de las cooperativas que operan en la provincia también comenzaron a normalizar el pago de sus gastos corrientes con CAMMESA. Las cooperativas de Zarate, Luján, Pergamino, Tandil, Necochea, Azul, Chacabuco y Salto son algunas de las que integran esa lista. Sin embargo, también están las que siguen sin pagar, como las cooperativas de Villa Gesell, 3 Arroyos, Mariano Moreno, y Las Flores.
Con la Cooperativa de Villa Gesell Cammesa arrastra un conflicto por falta de pago desde 2018 y la deuda acumulada es de 14.132 millones de pesos. En marzo, el Juzgado Federal de Dolores dio lugar a una demanda presentada por esa cooperativa contra el Poder Ejecutivo Nacional y ordenó el cese de los embargos y la ejecución de deudas. Ese fallo incluso había extendido el amparo a otras cooperativas, como las de Las Flores y Mariano Moreno, pero el gobierno apeló y la Cámara Federal de Mar del Plata revocó la decisión en agosto.
Otras distribuidoras provinciales
Distribuidoras de otras provincias comenzaron a pagar su factura en los últimos meses. Servicios Energéticos del Chaco Empresa del Estado Provincial (SECHEEP) había pagado solo el 6,5% de su factura en febrero, el 29,6% en marzo y el 6,3% en abril, pero en los últimos cinco meses pagó entre el 77% y el 100% de su consumo corriente.
Edesa de Salta no había llegado a pagar ni el 25% de su consumo en el primer trimestre y ahora regularizó sus pagos corrientes, aunque debe 38.142 millones de pesos.
La Dirección Provincial de Energía de Corrientes (DPE) también comenzó a pagar. En enero no había pagado nada, en febrero el 11,3% de su factura y en marzo el 55,2%. Desde abril comenzó a cumplir, aunque en septiembre pagó solo el 65,8% de la boleta. La deuda que acumula trepa a 39.820 millones de pesos
El caso de La Rioja
El camino inverso siguió Edelar de La Rioja. Hasta mayo venía cumpliendo con el 100% de su factura, pero en los últimos tres meses promedió pagos apenas por encima del 30% de su consumo y acumula una deuda de 13.717 millones de pesos.
El default eléctrico se debe a una decisión inédita del gobernador Ricardo Quintela, quien por medio del Decreto 370 y de la resolución 133/24 del Ente Regulador de Servicios Públicos provincial, ambas publicadas de abril, le ordenó a Edelar desconocer el precio estacional de la energía eléctrica (PEST) fijada por el Ministerio de Economía y no trasladarlo a los cuadros tarifarios que pagan los usuarios residenciales de la provincia
En respuesta, Cammesa presentó en septiembre un recurso de amparo en la Corte pidiéndole que deje sin efecto las dos normas provinciales.
Cooperativas de Chubut
Donde también sigue sin normalizarse la situación es en Chubut. Las cooperativas de Trelew, Puerto Madryn, Rawson y Sarmiento no le pagaron nada a Cammesa en lo que va del año. La cooperativa de Trelew acumula una deuda de 25.211 millones de pesos, la de Puerto Madryn suma un rojo de 23.602 millones de pesos, la de Rawson debe 11.156 millones y Cooperativa Sarmiento 8580 millones. Las que sí comenzaron a pagar son la Cooperativa Comodoro Rivadavia y la Cooperativa 16 de octubre.
Los que sí pagan
El listado de distribuidoras también incluye a una serie de empresas que pagaron normalmente su factura durante todo el año y no acumulan deuda, como EPE de Córdoba, Energía Entre Ríos S.A., EJESA de Jujuy, EDESTE, EDEMSA y Cooperativa Godoy Cruz de Mendoza, Cooperativa Gaiman de Chubut, EMSA de Misiones, EPEN de Neuquén, Edersa de Río Negro, Energía San Juan S.A., EDESAL de San Luis, SPSE de Santa Cruz, EDESE de Santiago del Estero y EDET de Tucumán.
RP Global, el desarrollador, operador e inversor en el sector de las energías renovables, y GIZ, empresa internacional del gobierno federal alemán, celebrarán el próximo jueves 21 de noviembre la firma del acuerdo de cooperación público-privada (PPP) para el “Proyecto Gaucho de Hidrogeno Verde y Amoniaco Verde”.
El encuentro se llevará a cabo en la sede de la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina), en Buenos Aires, y estarán presentes funcionarios del gobierno nacional y del gobierno de la provincia de Santa Cruz, incluyendo representantes de ambas cámaras del Congreso Nacional y representantes de diversas empresas relacionadas con el sector de las energías renovables y el hidrogeno verde. Con el apoyo de la AHK Argentina, se brindará información sobre los objetivos y líneas de acción de dicho acuerdo, según precisaron las empresas.
Además, estarán presentes representantes de la delegación de la Unión Europea en Argentina, las embajadas de Alemania de Austria y de los Países Bajos y las principales cámaras de energía, entre algunos de los invitados de alto nivel.
El proyecto
El proyecto estará ubicado en Puerto Deseado y Puerto Punta Quilla, Santa Cruz. Contará con tres fases de desarrollo. La primera contempla la producción de 4330 MW de Energía eólica para producir 1,88 Mton/año de amoníaco (NH3). La segunda 5000 MW para producir 2,10 Mton/año de NH3. Y la tercera 4720 MW para producir 2,08 Mton/año de NH3.
Este acuerdo se enmarca dentro del Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp) del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania promueve proyectos y el desarrollo del mercado del hidrógeno verde en determinados países en desarrollo y emergentes como parte de la Estrategia Nacional del Hidrógeno.
A su vez, el espacio reunirá a los principales actores del sector, generando así el lugar propicio para continuar desarrollo del sector del Hidrogeno en el país y avanzar en lineamientos concretos para la promoción del desarrollo de la industria del hidrógeno en la Argentina.
La inscripción previa es a través del siguiente link: registration form
El intendente de Neuquén, Mariano Gaido, presentó el presupuesto 2024 del distrito ante el Consejo Deliberante y aseguró que el 45% del total será destinado a obras en la Ciudad para impulsar el crecimiento y acompañar el desarrollo de Vaca Muerta. El presupuesto de este año presentó un superávit de $40.740,7 millones, con ingresos por $132.405,2 millones y erogaciones por $91.664,5 millones. En diálogo con EconoJournal, Gaido destacó: “El superávit que nosotros logramos desde el primer día generó una buena administración que nos permitió tener un buen plan de obras que estamos implementando y relanzando”.
“Se trata de un plan que está vinculado al crecimiento de la ciudad de Neuquén, que crece cuatro veces más de lo que crece el país. Esto es producto de la oportunidad que brinda Vaca Muerta. El sector privado necesita de ciudades como Neuquén que tiene las cuentas ordenadas y superávit. Tenemos la obligación y la responsabilidad de darle sustentabilidad y garantía a las empresas, de que las inversiones que realizan tengan el acompañamiento de la ciudadanía”, destacó el mandatario distrital.
El intendente de Neuquén, Mariano Gaido
—¿Cuáles son las estrategias que impulsaron desde el Municipio para acompañar el crecimiento de la ciudad de Neuquén?
–Como intendente estoy acompañando el desarrollo de la ciudad producto de las 25 familias que llegan por día a Neuquén. Son personas que llegan a trabajar o en busca de un futuro, tal como pasaba en los ‘70. Hoy es una realidad que Neuquén le brinda una posibilidad al país, a profesionales, a técnicos que buscan trabajo. Vaca Muerta significa una Pampa húmeda sin riesgo climático. En 2029 o 2030 vamos a tener los mismos recursos que la Pampa húmeda, o quizás antes. Esto tiene que ver con un gobierno nacional que está tomando decisiones positivas e importantes para que el desarrollo de la formación suceda. El superávit que nosotros logramos desde el primer día generó una buena administración que nos dio un buen plan de obras que estamos implementando y relanzado. Es un plan que tiene que ver con un 45% de presupuesto destinado a las obras públicas. Está vinculado al crecimiento de la ciudad de Neuquén, que crece cuatro veces más de lo que crece el país. Esto es producto de la oportunidad que brinda Vaca Muerta.
—¿Cuáles son los pasos a seguir? ¿Qué es lo que hace falta para aprovechar todo el potencial de la cuenca Neuquina?
–Tenemos la obligación y la responsabilidad de darle sustentabilidad a las empresas y la garantía que las inversiones que realizan tengan el acompañamiento de la ciudadanía. La paz social, el equilibrio del crecimiento de nuestras ciudades, con servicios y con oportunidades, son la garantía para el sector privado. Ese sector necesita de las ciudades como Neuquén que tiene las cuentas ordenadas, superávit. Estamos preocupados y ocupados en que las inversiones que lleguen a Vaca Muerta no tengan inconvenientes, sino que se viabilicen y que potencien la industria.
Por eso, tenemos que tener la responsabilidad de generar servicios para que la ciudadanía no vea que el gas le llega a Buenos Aires y a los barrios de Neuquén no. Debemos corregir los errores del pasado. Nosotros durante los primeros cuatro años fuimos por debajo de la inflación. La inflación de esos años fue de 2100% y las tasas se incrementaron en un 718%. Claramente, le pusimos el hombro al pulmón económico de la Ciudad. Había que corregir esa situación. Todo esto tenía que ver con la macroeconomía. Ahora que está corregida la economía tenemos que actuar rápido y brindar obras y servicios para que llegue la inversión a la industria. Por eso, creamos la tasa ambiental y herramientas necesarias para acompañar el crecimiento.
Potencial neuquino
Gaido también se refirió al potencial que tiene Vaca Muerta y las oportunidades que poseen los neuquinos para poder desarrollarse profesionalmente teniendo en cuenta los desafíos que traerá aparejado el incremento en la producción y la posibilidad de que la Argentina se convierta en un exportador global de hidrocarburos. También, dio cuenta de los trabajos que se deben impulsar desde la provincia para apuntalar todo ese crecimiento.
—¿Cómo gestionar la sobre expectativa?
–Me encanta tener este problema. Me pone feliz y me enorgullece que Vaca Muerta sea la posibilidad del país, que sea la gran oportunidad. Los neuquinos nos tenemos que hacer cargo de poner condiciones justas de desarrollo y planificar nuestra región, trabajando en equipo. Tenemos que pensar qué hacemos para que los neuquinos estén mejor cuando muchas veces fueron dejados de lado. Los gobiernos anteriores plantearon situaciones en nuestra región que no cumplieron nunca. Somos responsables de plantear cuál es el desarrollo y cuál es la planificación para acompañar ese crecimiento, algo que no es fácil. Neuquén está dentro de las ciudades que más crecen. Tiene 300.000 habitantes de día y 700.000 de noche porque vienen de todas las ciudades comerciales, educativas, de salud, a la capital. Tenemos que acompañar el crecimiento con obras.
—¿Hasta qué punto su gestión y su equipo pueden resolver estas cuestiones respecto a las obras que son necesarias para potenciar el desarrollo y en qué momento se necesita de una coordinación a nivel nacional o provincial?
–El desarrollo urbanístico es una de las aristas de la ciudad. Nosotros tenemos un plan de obras basado en avenidas para que Neuquén se transforme en la ciudad de los 10 minutos. Inauguramos más de 20 avenidas para conectarla y hacerla más dinámica. Además, planteamos un plan de obras de servicios. El asfalto llega con los servicios. Hay que trabajar en equipo con el gobierno provincial, algo que ya estamos haciendo. Tenemos una relación excelente con el gobernador y eso ayuda muchísimo para poder plantear las obras que necesita la provincia.
Nosotros no tenemos jurisdicción para hacer las obras nacionales y eso es lo que nos está faltando. Estoy de acuerdo con el superávit, con administrar bien. Pero tenemos que ser responsables. Nosotros tenemos la autovía norte que está colapsada. Necesitamos que esas obras sucedan. Eso es viabilidad nacional y se debe resolver. Una de las cuestiones importantes de Vaca Muerta tiene que ver con los ductos, con la logística, pero también es importante el cómo se llega a los pozos, a las zonas petroleras, y en eso las rutas son fundamentales. Creo que fue una gran decisión que el gobernador destinara 700 millones de dólares al plan de obra vial a la provincia. Él llevó un ordenamiento importante a nivel provincial.
—¿La provincia o el municipio pueden gestionar este tipo de obras de forma autónoma?
–La responsabilidad era de Vialidad nacional. Ahora se deben dar las herramientas. El Estado debe estar presente en las situaciones en las que se lo necesitan. Las rutas son prioritarias para el traslado de recursos, de personal. Deben ser seguras, como pasa en el mundo. Fuimos a Houston, al polo tecnológico, y me gustó mucho entender la economía de allá. Era una ciudad que estaba mirando al petróleo y ahora cambió a un distrito médico y tecnológico. Debemos copiar esos modelos. Nosotros inauguramos un polo tecnológico y estoy convencido de que esto va a ayudar a Vaca Muerta, al desarrollo. Esa es una opción que nos puede servir para diversificar nuestra economía y ser un distrito médico. Creo que Neuquén capital tiene las posibilidades de ser un distrito médico de investigación científica de punta a nivel nacional e internacional.
Receptividad de la industria petrolera
Gaido también analizó la postura de la industria petrolera respecto a la posibilidad de diversificar la economía de la provincia y sumar a otros sectores independientes del sector energético.
—¿Cómo ve la receptividad de la industria del Oil & Gas?
–En la inauguración del polo tecnológico, que fue una inversión privada de SIMA y Sancor, estuvo presente el presidente de YPF, Horacio Marín, y dijo que en ese lugar se necesita incorporar un centro de capacitación con salida laboral inmediata y corregir los accidentes que suceden en la industria. Creo que las empresas tienen toda la decisión de invertir en becas y que lo hacen a nivel provincial. Las veo predispuestas. La cuestión vial no tiene que ver con algo de hace un año atrás. Tener este problema vial habla de una falta de planificación desde hace por lo menos 10 años. Falta una corrección drástica. Esto tiene que ver con inversiones que nunca llegaron.
Hubo contratos firmados por lo de la Ruta N°7 y el gobierno nacional paralizó la obra pública. Yo creo que lo que estaba firmado había que continuarlo. No comparto esa decisión. Pero lo que sucedió en Neuquén es que con presupuesto propio continuamos todas las obras y las finalizamos. No podíamos tomarnos la posibilidad de perder el tiempo porque tenemos problemas de infraestructura desde hace muchos años. El gobierno provincial lanzó este programa y convocó a las empresas para que se desarrollen las obras viables ante la falta de previsibilidad. Estamos interesados en que eso suceda.
—¿Cree que el gobierno nacional tiene que hacer una cesión de las rutas nacionales a la provincia?
–Creo que el gobierno nacional, ante la imposibilidad y falta de interés de realizar las obras, debería ceder las rutas, pero junto con los impuestos que recaudan.
—¿Se puede dar esa discusión?
–Necesitamos las rutas con prioridad. Queremos que esta gran oportunidad empiece por Neuquén. Las rutas tienen que estar puestas en condiciones. Si ceden las rutas también se deben ceder los recursos que se recaudan por esas rutas. Sería injusto que nos den las rutas y no los recursos.
Crecimiento
—¿Cómo puede evitar que el desarrollo de la ciudad sea caótico?
–El primer barrio de Neuquén, hace 120 años, nació de un asentamiento. A Neuquén siempre le faltó planificación. Pero nosotros tenemos cuatro ejes para la gestión: que sea planificada, moderna, inclusiva y participativa. Incorporamos y creamos nuestro Instituto de Urbanismo. Fue un instituto fundamental para que se terminen los asentamientos. En la actualidad, no hay asentamientos. Esto es así desde que yo estoy en la gestión. No hubo toma ni de un metro cuadrado. Eso tiene que ver con medidas que tomamos favoreciendo al sector privado en el desarrollo urbanístico, dando beneficios. Por esto, se llevaron adelante inversiones vinculadas al desarrollo de loteos, edificios. Hoy Neuquén tiene 127 edificios en construcción. Después de Buenos Aires estamos nosotros a nivel de metros cuadrados. Es un desarrollo urbanístico tremendo. Neuquén tiene 400.000 metros cuadrados anuales de construcción. Creamos una herramienta que tiene que ver con el desarrollo de loteos con servicios que financia la Municipalidad con el superávit.
—¿Eso para contener el asentamiento?
–Algunas familias llegan con trabajo, pero muchas otras no. Las que llegan con trabajo se incorporan al sector privado, pero las que no, llegan, se instalan y tienen un plan ordenado vinculado con el desarrollo de loteos con servicio. Hay loteo social que implica que nosotros los vamos acompañando en ese proceso para que puedan instalarse en Neuquén. Eso lo hemos implementado en la Ciudad para poder acompañar a los sectores que están en situaciones más difíciles.
El loteo que nosotros hacemos cuenta con todos los servicios (luz, agua, gas, cloacas) y lo hemos ampliado a la sociedad en su conjunto. Ya firmamos 40 convenios con distintas instituciones, por ejemplo: el Colegio de Abogados, de Ingenieros, con sindicatos, cooperativas, con la Policía de Seguridad Aeroportuaria (PSA). Ya llevamos seis barrios inaugurados con 5.000 lotes con servicios entregados. Cada vez que inauguramos un barrio, este se divide por cada sector. Todos participan de ese barrio. Todos tienen un porcentaje y saben que hay un programa que es eficiente porque la Municipalidad con el superávit lo sostiene económicamente, pero además el 91% paga los lotes. El Instituto de Urbanización cobra la cuota.
Ahora estamos desarrollando dos barrios de 800 lotes cada uno. Vamos a entregar uno en abril y otro en junio. Los lotes se asignan por sorteo. También tenemos el “Plan Joven”. Esta iniciativa la desarrollamos porque Neuquén tiene un 60% de jóvenes y ellos nunca tenían acceso a un lote para tener una vivienda y también necesitan una oportunidad. Cada vez que hay un nuevo loteo, hay un cupo para los jóvenes.
—Para poder llevar a cabo este tipo de proyectos, ¿hubo algún modelo a seguir?
–No. Fue nuestro. Cuando lo implementamos se nos decía que íbamos a fundir la Ciudad. Yo dije que sería lo contrario, que íbamos a invertir y que esto iba a ser un motor de desarrollo laboral y económico fundamental. Esta es una de las herramientas que necesita Vaca Muerta. La formación precisa paz social, que los gobiernos demos las condiciones para que las empresas lleguen, se desarrollen y no tengan conflicto. Y para que no haya conflicto debe haber un crecimiento sustentable. Esto significa un incremento en infraestructura, caños, perforaciones.
Se necesitan las inversiones de las empresas y que la Ciudad crezca con desarrollo equilibrado desde el punto de vista del sistema de salud, de educación, más la cuestión recreativa. Se necesita de una ciudad en donde la gente pueda caminar, ir al supermercado, al shopping, una ciudad para vivir. Esto es lo que estamos desarrollando. También, se precisa generar nuevas economías. La economía del turismo llegó para quedarse en la ciudad de Neuquén, con los centros de convenciones que inauguramos, con los paseos costeros que desarrollamos. El estado tiene que ser la chispa que encienda al sector privado. Hay que apoyar y generar infraestructura.
Nosotros desarrollamos infraestructura, avenidas. El 80% de la ciudad tiene iluminación led, todo eso fue con inversión municipal. Hay barrios en la capital a los que les faltan los servicios. Tenemos que ir mucho más rápido para corregir los errores del pasado. Esto se logra siendo eficientes en la administración de los recursos.
Minas Argentinas, una empresa del grupo AISA y operadora del proyecto de oro Gualcamayo, anunció una ambiciosa inversión de US$ 1.000 millones en San Juan para ingresar en los beneficios del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) que lanzó este año el gobierno. La iniciativa primero fue presentada por directivos de la empresa al gobernador sanjuanino Marcelo Orrego. Luego se presentó formalmente como VPU (Vehículo de Proyecto Único) al Ministerio de Economía de Luis Caputo para ingresar al régimen. Es el primer proyecto del RIGI en San Juan.
Oro
Se trata de un plan de inversiones que involucra a distintos proyectos: por un lado, una inversión de US$ 485 millones en la mina de oro Proyecto Carbonatos Profundos, donde planea completar durante 2025 el estudio de factibilidad e ingenierías que permitan definir un plan de producción y el inicio de la construcción de la nueva mina subterránea, un sistema de molienda y una planta de flotación con capacidad para 4.000 toneladas diarias. Carbonatos Profundos podría producir 120.000 onzas de oro anuales durante más de 17 años, detalló el comunicado de Minas Argentina del grupo AISA, liderado por el empresario español Juan José Retamero.
Además, el plan prevé una inversión de US$ 52 millones en cinco años para avanzar en exploración y obtener mayores recursos y reservas. Esta campaña de exploración no sólo pondrá el foco en el oro, sino que también la compañía “encontró fuertes indicios geoquímicos del potencial de uno o más pórfidos de molibdeno y cobre”.
Cales
Otra inversión que presentará Minas Argentina para ingresar al RIGI es el proyecto de producción de cales industriales. Gualcamayo es un gran yacimiento de calizas de alta pureza y cuenta con más de 400 millones de toneladas ya extraídas y trituradas.
La ubicación geográfica de la mina permite tener una ventaja logística para llegar con la cal a quienes serán grandes consumidores de este producto, como son los proyectos de cobre del norte de San Juan, Catamarca y Salta; los desarrollos mineros del norte chileno y las plantas de litio del norte argentino, señalaron en la compañía. Este proyecto requerirá de la construcción de un gasoducto que vaya desde la ciudad de San Juan hasta Jachal y luego Gualcamayo. El monto de la inversión sería de US$ 75 millones.
Parque solar
El proyecto (VPU) que Minas Argentinas presentará para ingresar a los beneficios del RIGI incluye la construcción de un parque fotovoltaico en Gualcamayo que tendrá una capacidad instalada de 50 MW que serán utilizados para uso exclusivo de las necesidades eléctricas de la mina. La inversión de este parque será de US$ 37 millones a iniciarse en 2025.
La empresa aclaró que “más adelante se deberá avanzar en la construcción de un enlace de 500 kV (kilovolt) que se vincule con el Sistema Interconectado Nacional (SIN) que permita vender la energía a cualquier punto del país”. Esto será parte de un segundo VPU que el grupo AISA estima presentar para ingresar con nuevas inversiones al RIGI.
Lixiviación
El plan de inversiones de Minas Argentinas completa la ampliación y repotenciación de su actual sistema de lixiviación, que permitirá a partir de 2025 producir oro y plata durante los próximos años de áreas que ya se consideraban agotadas. La inversión para este proyecto será de US$ 350 millones y se iniciarán en el primer trimestre del año que viene.
“Estamos muy felices por el avance que estamos teniendo en Gualcamayo. Esta era una mina en proceso de cierre hace un año y hoy está alumbrando inversiones millonarias que nos darán, por lo menos, tres décadas más de trabajo. Cuando se crean las condiciones adecuadas, se forman los equipos correctos y, sobre todo, se cuenta con el empuje y compromiso de una familia como la de Juan José Retamero, decidida a invertir para generar más desarrollo, el único camino es el del crecimiento sostenido, y a eso apostamos en Minas Argentinas”, afirmó Ricardo Martínez, director Ejecutivo de Minas Argentinas.
“El grupo están ya analizando la presentación de un segundo VPU para los próximos meses, una vez aprobado este primer RIGI. El mismo podría llegar a comprometer otros US$ 1.000 millones en inversiones en temas de generación fotovoltaica y construcción o mejoras del sistema de transmisión en alta tensión”, resalta el comunicado de Minas Argentinas.
El evento “La Energía Nuclear en la Transición Energética”, organizado por el diputado nacional Pablo Cervi, de la UCR Neuquén, junto a las diputadas Gabriela Brouwer de Koning y Margarita Stolbizer, se llevará a cabo este martes 12 de noviembre a las 11:00 en el Salón Blanco del Congreso de la Nación. La iniciativa tiene como fin analizar el rol estratégico de la energía nuclear en la transición hacia un modelo energético más sustentable en la Argentina y el mundo, explorando su desarrollo, beneficios y los desafíos que enfrenta el sector.
El evento contará con la participación de expertos en el tema, legisladores, y referentes de instituciones públicas y privadas que ofrecerán un análisis multidimensional sobre la relevancia de la energía nuclear en el contexto actual.
Según precisaron, entre los disertantes se destaca el Dr. Diego Guelar, ex embajador en Estados Unidos, la Unión Europea, Brasil y China, y consejero del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI). Guelar abordará el tema desde una perspectiva geopolítica, subrayando cómo la energía nuclear puede consolidar el posicionamiento de Argentina en el escenario internacional.
Pablo Cervi, diputado nacional.
También participará el Ing. Germán Guido Lavalle, presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), quien expondrá sobre los beneficios de las diversas aplicaciones de la energía nuclear en sectores clave como la medicina, con centros de diagnóstico y tratamiento, así como la producción de radioisótopos. Lavalle resaltará el potencial de estos proyectos no solo para la economía, sino también para el desarrollo científico-tecnológico de Argentina.
Otro de los oradores será el Ing. Diego Garde, gerente de los sitios nucleares Atucha I y II y responsable del equipo que en 2022 solucionó un incidente en Atucha. Garde profundizará en el capital humano y la solidez técnica con la que cuenta Argentina en el sector nuclear, destacando el profesionalismo de los equipos y el valor del conocimiento acumulado en la industria nacional. Asimismo, enfatizará la importancia de fortalecer las capacidades locales para afrontar los retos del futuro.
El encuentro
El encuentro contará además con una perspectiva desde los trabajadores, presentada por representantes de la Asociación de Trabajadores del Estado (ATE). Estos expositores abordarán el rol de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) y de Diositek S.A., subrayando la importancia de la energía nuclear para la generación de empleo y el desarrollo de la cadena de valor en Argentina, así como el rol crucial de la Agencia de Regulación Nuclear en la seguridad de estos proyectos.
El objetivo general de esta jornada es visibilizar la infraestructura y experiencia acumulada en el país en el campo de la energía nuclear y reflexionar sobre el potencial de Argentina para convertirse en un actor destacado a nivel mundial. Con un enfoque en las ventajas económicas, la sostenibilidad, y el aprovechamiento de su capital humano, el evento busca reunir a la comunidad interesada en delinear el futuro de la energía nuclear en el contexto de la transición energética.
El diputado Pablo Cervi manifestó que “la energía nuclear se está consolidando como una fuente de energía de transición, al igual que el gas natural, en el camino hacia un sistema basado en energías renovables”.
Explicó que, “este enfoque ha ganado interés en varios países, incluidas empresas tecnológicas como Google y Amazon, que han explorado acuerdos para emplear energía nuclear como una fuente confiable y constante, esencial para sus operaciones y el soporte de la inteligencia artificial. En ese contexto, Argentina, con su experiencia y capacidad en energía nuclear, se posiciona como un proveedor confiable”.
Aunque no llegaron a presentarlos oficialmente porque la salida de Eduardo Rodríguez Chirillo interrumpió forzosamente el proceso, los requerimientos de ingresos económicos que Edenor y Edesur habían empezado a discutir en agosto con el Ente Regulador de Electricidad (ENRE) para el período 2025-2029 contemplaban un aumento del Valor Agregado de Distribución (VAD) cercano al 60% a partir del 1º de enero de 2024. Una suba de esa envergadura tendría un impacto final en la factura que pagan los hogares de Buenos Aires y GBA superior al 30% desde el arranque del año que viene. El Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, no está dispuesto a avalar un salto tarifario de ese tipo y menos a instrumentarlo en un solo movimiento, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal. La misma lógica aplica para distribuidoras y transportistas de gas. La Casa Rosada no quiere autorizar incrementos tarifarios que pongan en jaque el programa antiinflacionario que diseñó el Palacio de Hacienda.
Accionistas y altos directivos de compañías reguladas ya están al tanto de esa decisión, según un relevamiento realizado por este medio entre directivos de empresas gasíferas y eléctricas. Lo concreto es que la nueva conducción energética que responde a Daniel González, viceministro de Energía y Minería y hombre de confianza de Caputo, no avalará el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) en los términos en los que lo venía llevando adelante la administración de Rodríguez Chirillo. Seguir por ese camino implicaría aceptar una suba real de las facturas residenciales de gas y electricidad del orden del 30-40% en 2025.
Consistencia macroeconómica
La nueva secretaria de Energía, María Tettamanti, buscará priorizar, como criterio guía de su gestión, la consistencia de las decisiones en materia de energía con las premisas macroeconómicas que defina el Palacio de Hacienda. En esa clave, la primera decisión táctica del gobierno es ganar tiempo con la expectativa de que la inflación termine de converger con el crawling peg —la devaluación del 2% mensual trazada por el BCRA— en los próximos tres meses.
A raíz de eso, si el plan original del equipo de Rodríguez Chirillo era finalizar la RQT en 2024 y convocar a audiencias públicas durante el último bimestre del año para que las nuevas tarifas de gas y electricidad comiencen a regir a partir de enero de 2025, ahora la idea es llamar a audiencias recién en febrero para que los nuevos cuadros se apliquen en marzo o abril próximo. Hasta llegar a ese punto, Economía seguirá autorizando subas nominales mensuales que espejen la inflación proyectada para el mes siguiente —en diciembre la actualización rondaría entre un 1,8% y un 2,5%—, a fin de que las distribuidoras y transportistas no erosionen sus ingresos. La clave es evitar que se empiece a resentir la cadena de pagos tanto hacia dentro del sector eléctrico —donde Cammesa funciona como amortiguador del sistema absorbiendo las deudas de las distribuidoras— como del gasífero.
“Nuestro objetivo es recuperar el valor real de las tarifas que nos habían autorizado en abril. Como el gobierno pisó la actualización por IPC durante algunos meses del año, desde marzo a noviembre perdimos cerca de un 15% de nuestros ingresos reales. Con recuperar ese porcentaje estaríamos satisfechos”, reconoció a EconoJournal un alto directivo de una empresa gasífera.
María Tettamanti reemplazó a Rodríguez Chirillo al frente de la Secretaría de Energía.
Gas natural vs. electricidad
La negociación tarifaria de empresas gasíferas y eléctricas difiere en un punto en particular: la Ley Bases aprobada este año en el Congreso autoriza a las primeras a solicitar una extensión por 20 años de sus concesiones de distribución y transporte, que vencen entre 2026 y 2027. Las segundas ya tienen asegurada la continuidad de sus contratos, dado que sus licencias, otorgadas a principios de los ’90, tienen una duración de 99 años. Eso quiere decir que el gobierno cuenta, en el caso de las compañías de gas natural, una herramienta diferencial para negociar una moderación en la discusión tarifaria a cambio de extender el control de las concesiones de distribución y transporte hasta 2047. Esa alternativa ofrece un horizonte temporal para recomponer de forma gradual y por etapas en el tiempo el flujo de fondos que recaudan las empresas reguladas.
“Es una negociación totalmente diferente. En la revisión tarifaria de las empresas gasíferas está en juego la extensión de las licencias por 20 años. Por eso, los privados podrían estar dispuestos a postergar sus requerimientos de ingresos si eso contempla asegurar sus concesiones en el futuro. Las compañías eléctricas no necesitan extender sus licencias”, explicó uno de los principales consultores energéticos del país. Frente a ese contexto, las compañías distribuidoras y transportistas de gas natural aspiran a cerrar el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) con el Enargas durante el primer cuatrimestre del año que viene.
Para las eléctricas, el escenario es diferente. No sólo por lo referido a la titularidad de las concesiones, sino también en lo vinculado a las inversiones que demanda la infraestructura eléctrica para mejorar la calidad del servicio, que son mucho más urgentes y onerosas que las que requiere la red de gas natural. Por eso, las empresas eléctricas no descartan la posibilidad de que el proceso de Revisión Tarifaria se postergue en el tiempo, incluso hasta después de las elecciones legislativas del año que viene.
“Si no hay margen para realizar una RTI en serio, discutiendo las inversiones reales que demanda el sistema eléctrico, quizás lo mejor para el Ejecutivo sea ganar tiempo e ir llevando las tarifas eléctricas durante un año de transición hasta poder tener más certezas en cuanto a qué sucederá con la macroeconomía”, admitió un alto ejecutivo del sector eléctrico. La respuesta se conocerá en las próximas dos semanas cuando funcionarios del Ministerio de Energía terminen de cuantificar qué pauta tarifaria puede absorber el programa macroeconómico de 2025.
Phoenix Global Resources, compañía que es controlada por Mercuria Energy, uno de los mayores traders de energía del planeta, puso en producción el primer PAD de tres pozos no convencionales en Confluencia Norte, el bloque concesionado el año pasado por la provincia de Río Negro. Este primer PAD implicó la perforación de un pozo piloto vertical para la adquisición de datos y posteriormente se perforaron tres pozos horizontales con ramas laterales de 3.000 metros, alcanzando una profundidad final de 6.300 metros cada uno, según informaron desde la compañía. Luego de la puesta en producción, la empresa recibió a autoridades de Río Negro. El gobernador Alberto Weretilneck y la secretaria de Estado de Energía, Andrea Confini, visitaron el área y recorrieron las instalaciones junto a Pablo Bizzotto, CEO de la compañía.
Perforación
Desde la empresa precisaron que estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 135 etapas.
“Este primer PAD exploratorio, que entró en producción a mediados de octubre, confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo oeste de dicha área, con características petrofísicas y de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte”, advirtieron.
A la fecha, la producción asciende a 4.000 bbl/d de petróleo dentro del período de flowback y well testing. Como parte del compromiso exploratorio asumido para las áreas de Confluencia Norte y Sur, la empresa procedió a registrar y procesar 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, que en la actualidad se encuentra en fase de interpretación. Este nuevo dato adquirido es fundamental para la definición de futuros pozos en la zona, detallaron.
Resultados
Bizzotto aseguró que “los resultados iniciales son favorables y vamos a seguir analizando los parámetros del subsuelo para verificar las características de Vaca Muerta en el área. Desde Phoenix estamos orgullosos de poder acompañar a la provincia en este hito que podría mejorar notablemente la producción de Río Negro y, personalmente como rionegrino, estoy muy entusiasmado de poder contribuir con mi provincia”.
Esta primera fase exploratoria forma parte de los compromisos asumidos con Río Negro, junto con la exploración del bloque Confluencia Sur por una inversión que supera los 85 millones de dólares. La actividad de Confluencia Sur se encuentra dentro de los compromisos exploratorios de la compañía para 2025.
Phoenix concretó una alianza con Geopark, una de las principales petroleras independientes de Latinoamérica, para la adquisición de una participación no operada en cuatro bloques adyacentes no convencionales en la cuenca Neuquina. La participación de Geopark se hizo efectiva a través de un 45% en el bloque Mata Mora Norte y en el bloque exploratorio Mata Mora Sur, localizados en Neuquén, y también en una participación del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, en Río Negro.
PCR, empresa de capitales argentinos especializada en Oil&Gas, cemento y energías renovables, publicó su segundo Reporte de Sustentabilidad, documento que presenta las políticas, acciones, programas y resultados en materia económica, social, ambiental y de gobernanza para todas sus operaciones en la Argentina, Ecuador, Chile y Estados Unidos. “Este reporte, que fue elaborado bajo las normas del Global Reporting Initiative (GRI), presenta la relación de las acciones alineadas a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas (ODS) demostrando así el compromiso de PCR para con la sociedad en todas las dimensiones de la organización”, destacaron desde la empresa.
Del informe se desprende que, durante 2023, PCR logró consolidar su posición en todas sus unidades de negocios a través de la adquisición de nuevas áreas hidrocarburíferas en la Argentina y Ecuador, la puesta en marcha de tres nuevos parques eólicos permitiendole llegar a los 527,4 MW de capacidad instalada y el liderazgo en la fabricación y venta de cemento en la Patagonia.
Principales indicadores de impacto de 2023
Presencia internacional en Argentina, Ecuador, Chile y Estados Unidos
Tres nuevos parques eólicos puestos en marcha en 2023
Cinco nuevas áreas de producción de Petrólo & Gas adquiridas en Mendoza
Más de 458.000 dólares de inversión en la comunidad
Más de dos millones de dólares en inversión ambiental
Más de 467 millones de dólares en ventas netas
Más de 143 millones de dólares de inversión en bienes de uso y otros activos
1.425 proveedores
Más del 67% de las compras realizadas a proveedores locales
La tercera edición de Argentina & LATAM Lithium Summit, uno de los eventos de referencia para el sector del litio en América Latina, se llevará a cabo del 20 al 21 de noviembre, en el Golden Center de Buenos Aires. La jornada reunirá a los líderes de la industria, representantes gubernamentales, reguladores, empresas mineras, energéticas, inversionistas y proveedores clave, con el objetivo de impulsar la innovación, la colaboración y nuevas oportunidades en este mercado.
La Argentina en el epicentro del mercado global de litio
Con la Argentina posicionada como un destino clave para la inversión y el crecimiento de la producción de litio, el evento llega en un momento fundamental para el país, que aspira a convertirse en el tercer mayor productor mundial de litio para 2030.
La cumbre proporcionará una plataforma para analizar cómo las políticas actuales están fortaleciendo un entorno regulatorio favorable para el liderazgo global de la Argentina en el sector.
Durante el evento, se profundizará en las políticas visionarias de la Argentina que están atrayendo inversión y creando marcos regulatorios que aceleran el crecimiento de la industria del litio. Los asistentes podrán participar en debates sobre cómo este desarrollo está posicionando a Argentina para aprovechar el aumento de la demanda global de este mineral crítico.
Oportunidades de inversión y proyectos estratégicos
Proyectos de alto perfil como Cauchari-Olaroz y Salar del Hombre Muerto serán puntos clave de análisis, demostrando cómo estas iniciativas responden a la creciente demanda mundial y abren significativas oportunidades para los inversionistas interesados en el mercado latinoamericano de litio.
Innovación tecnológica y avances en producción
Con un enfoque en la eficiencia y sostenibilidad, se presentarán tecnologías disruptivas como la Extracción Directa de Litio (DLE) y soluciones de automatización avanzada, destacando cómo estos avances optimizan la producción en el triángulo del litio de Argentina y desbloquean nuevas posibilidades para el sector.
Este año, el evento contará con la participación de importantes líderes del sector público y privado, entre ellos:
Jorge Matías González, director Nacional de Promoción y Economía Minera, Ministerio de Economía de Argentina
Carlos Galli, VP Global Lithium & Innovation, Lithium Argentina Corp
Ignacio Celorrio, vicepresidente Ejecutivo, Lithium Argentina Corp
Diego Calonje, Senior Corporate Counsel, Rio Tinto
Ing. Pablo A. Bergese, coordinador de Sustentabilidad Minera, Gobierno de Jujuy
Guillaume Legare, Head South America, TSX (Toronto Stock Exchange)
Lucia Mejuto, gerente de Desarrollo de Negocios, Aggreko
Dean McPherson, Head of Global Mining, TSX
Romina Parquet, CEO & Fundadora, CIMC WETRANS
Sergio Ferrari, director de Segmento – Minería, Minerales y Metales, Schneider Electric
Fernando Villaroel, Chief Operating Officer, Lithium South Development Corp
Estos y otros expertos compartirán sus perspectivas sobre sostenibilidad, políticas mineras y los avances tecnológicos que están dando forma al futuro del litio en Argentina.
“Esta cumbre representa una oportunidad única para aquellos interesados en el futuro de la energía limpia y el desarrollo del mercado del litio en América Latina. Con la proximidad del evento, el momento de asegurar su lugar es ahora”, destacaron desde la organización.
Para más información y registro, se puede visitar el sitio web oficial del evento o contactarse con luana@in-vr.co.
Los gobiernos de la Argentina y el Brasil están negociando un acuerdo para impulsar las exportaciones de gas natural en firmedesde Vaca Muerta hacia el país que preside Luiz Inácio ‘Lula’ Da Silva. Para esto se creará un grupo de trabajo con el objeto principal de viabilizar las exportaciones al Brasil, con un fuerte énfasis en la infraestructura de gasoductos, según se desprende del borrador del documento bilateral final que fue validado por las cancillerías de ambos países al que accedióEconoJournal. Fuentes al tanto de las conversaciones añadieron que sumarán a Bolivia a la rúbrica del acuerdo, por lo que finalmente se trataría de un Memorándum de Entendimiento entre tres países.
La firma de un memorándum entre la Argentina y el Brasil fue adelantada días atrás por el ministro de Minas y Energía del Brasil, Alexandre Silveira. El acuerdo sería formalizado en los días previos a la Cumbre de Líderes del G-20 prevista para los días 18 y 19 de noviembre en Río de Janeiro según lo indicado por Silveira.
La novedad por estas horas es que los gobiernos de la Argentina y el Brasil sumarán a Bolivia a la firma del acuerdo. «La inclusión (de Bolivia) obedece a que se comprometen de entrada en un valor de transporte sujeto a un contrato. Caso contrario no van a respetar el valor», explicó una las fuentes.
Exportaciones en firme y gasoductos
El borrador del documento final aprobado por las cancillerías señala que se establecerá un Grupo de Trabajo Bilateral para trabajar sobre tres modalidades de intercambio de gas argentino al Brasil. Del documento se desprende que los gobiernos están impulsando centralmente las exportación de volúmenes no interrumpibles desde Vaca Muerta.
Los integrantes del grupo buscarán tratar las operaciones de exportación de gas natural bajo tres alternativas de intercambio: Operación Comercial de Exportación de Gas Natural en firme, Operación de Intercambio de Gas Natural en Carácter de Emergencia con Devolución, y Operación de Exportación de Gas Natural en Carácter de Oportunidad con Devolución. También se deja la puerta a realizar importaciones de gas temporales o de emergencia desde Brasil.
El grupo de trabajo también evaluará y determinará cuáles son las necesidades de infraestructura necesaria en ambos países para transportar el gas natural proveniente de Vaca Muerta y/u otras cuencas productivas, teniendo en consideración determinados Puntos de Interconexión Gasífera existentes o en carpeta. También considerarán otras alternativas, como el transporte por países vecinos.
Los puntos de interconexión mencionados son el Gasoducto de Integración Juana Azurduy, Transportadora de Gas del Mercosur, el Gasoducto Cruz del Sur, el proyecto de un Gasoducto de Exportación Dedicado entre Vaca Muerta y Porto Alegre, y el proyecto para un eventual gasoducto de interconexión entre el Gasoducto del Noroeste Argentino GNEA con el Gasoducto GASBOL a través de territorio paraguayo.
El gobierno de Javier Milei designará como integrantes del grupo al Subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller, el Embajador Darío César Celaya, el interventor del ENARGAS, Carlos Casares, y el presidente de Enarsa, Tristán María Socas. Por el lado brasileño estarán la directora de Estudios del Petróleo, Gas y Biocombustibles de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Heloisa Borges Esteves, el director de Gas Natural de la Secretaría Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, Marcello Weydt, el Jefe de la Asesoría Especial de Asuntos Internacionales del Ministerio de Minas y Energía, Ministro Luís Guilherme Parga Cintra, la ministra-consejera de la Embajada del Brasil en Buenos Aires, Camile Nemitz Filippozzi, y el jefe del Sector de Energía de la Embajada del Brasil en Buenos Aires, Igor Goulart Teixeira.
Exar, la empresa argentina dedicada al desarrollo y producción de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, colocó su primera emisión de obligaciones negociables (ON) por un monto equivalente a US$ 50 millones, superando su objetivo inicial de US$ 20 millones. En total, la compañía recibió ofertas por más de US$ 76 millones. La tasa de corte es del 8%, con pago de intereses semestrales y amortización del capital a los 30 y 36 meses, según precisaron.
Los fondos recaudados serán destinados a financiar, principalmente, capital de trabajo y/o refinanciar pasivos para el giro comercial del negocio.
Pablo Trumper, CFO de Exar, expresó:“El alto nivel de respuesta de los inversores refleja la confianza del mercado en el potencial de la industria del carbonato de litio, así como en la solidez financiera de la compañía y su estrategia de negocio a mediano y largo plazo”.
La operación
La operación se realizó bajo la coordinación de los Bancos Santander e ICBC como Organizadores y Colocadores, mientras que Banco Galicia, Banco BBVA, Macro Securities, Banco Comafi, Balanz, Banco Mariva, Banco Supervielle, Puente, Allaria, Invertironline, TPCG, MAX Capital, Global Valores, Neix, Cohen y otros, actúan como colocadores.
“Exar cuenta con una sólida posición competitiva en el mercado del carbonato de litio, el respaldo de sus accionistas y una creciente generación de flujo de fondos. Además, opera con firmes proyecciones en cuanto a la generación futura de flujos”, remarcaron desde la minera.
La empresa
La compañía cuenta con una capacidad de producción de 40.000 toneladas anuales de carbonato de litio calidad batería. Está conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE) en calidad de accionistas. Tiene sus operaciones en el Salar Cauchari-Olaroz, en Jujuy, y desarrolla el “Proyecto Cauchari-Olaroz”. En la actualidad, la planta se encuentra en la fase de inicio operativo y espera producir entre 20.000 y 25.000 toneladas este año.
“De esta manera, Exar reafirma su liderazgo en el sector del litio, consolidándose como un actor clave dentro de la minería argentina. Su capacidad para superar las expectativas de colocación y obtener una respuesta positiva del mercado, resalta la confianza en su modelo de negocio, su solidez financiera y sus perspectivas de crecimiento”, concluyeron desde la empresa.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) autorizó a partir de este mes un incremento en el poder calórico del gas inyectado en las redes de transporte y distribución para adecuarse a las características del fluido proveniente de Vaca Muerta. La medida generó polémica porque ese mayor poder calórico puede generar más monóxido de carbono. Sin embargo, desde Enargas afirmaron a EconoJournal que las pruebas arrojaron subas insignificantes por debajo del máximo permitido, salvo en el caso de un artefacto viejo que también presentó problemas con el gas de menos calorías.
Las especificaciones que debe reunir el gas natural y otros gases análogos en los sistemas de transporte y distribución fueron definidas inicialmente en los reglamentos de servicio de la licencia de transporte y de la Licencia de distribución aprobados por el decreto 2255/92. Posteriormente esas especificaciones de calidad fueron modificadas por las resoluciones de Enargas 113/94, 500/97, 622/98, I-259/08 y 819/19 adaptándose a las necesidades de la industria en aspectos técnicos y operativos.
En noviembre de 2022 el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) elevó una propuesta para volver a modificar la normativa adaptando los requerimientos técnicos a la realidad de un abastecimiento que posibilite continuar incrementando la producción de gas no convencional en la Cuenca Neuquina.
A fines de agosto de este año, el ente regulador dispuso la puesta en consulta pública de una propuesta consistente en extender el rango del Índice de Wobbe (IW) desde su máximo actual de 12.470 kcal/m3 hasta el máximo de 13.070 kcal/m3 establecido en el Grupo H de la Segunda Familia de la Norma Europea EN 437, y ajustar el poder calorífico superior desde 10.200 kcal/m3 hasta 10.700 kcal/m3.
Finalmente, el organismo decidió avanzar con la modificación. “Se revisaron todas las observaciones y se tomó la decisión de seguir adelante porque ninguna era contundente”, aseguraron a EconoJournal fuentes del Enargas, organismo conducido por Carlos Casares, quien ingresó junto al ex secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, pero continuó en el cargo luego de la asunción de María Tettamanti, con quien mantiene una buena relación desde hace muchos años.
La decisión se basó también en numerosas mediciones realizadas con artefactos hogareños viejos y nuevos. “Los resultados en cuanto a incremento de monóxido de carbono fueron insignificantes y estaban por debajo de los límites que prevé la normativa. Solo un artefacto mostró una cantidad de monóxido de carbono preocupante, un calefón viejo, pero también lo dio con el gas de menos poder calórico. Por lo tanto, el problema era ese tipo de calefón que los usuarios tienen que cambiar”, señaló una fuente del Enargas.
En el ente regulador aclaran además que el poder calórico se elevará en dos tramos. Una primera suba se autorizó ahora y luego volverá a subir en diciembre del año próximo, pero las pruebas ya fueron hechas con el máximo poder calórico que comenzará a regir en 2025.
Por otra parte, remarcan que la decisión constituyó un sinceramiento de algo que ya estaba ocurriendo porque el gas de Vaca Muerta se viene inyectando de modo creciente en las redes de transporte y distribución. “La norma habilita una situación que en los últimos tiempos venía ocurriendo de hecho porque el gas de Vaca Muerta tiene mayor poder calórico y si no se hubiese inyectado deberíamos haber seguido importando GNL como en los años anteriores”, subrayan.
¿Por qué ahora el poder calórico es menor que el que se prevé para el año próximo? Porque cada vez va a haber más gas de Vaca Muerta en el sistema y va a terminar mezclándose cada vez con menos gas de menos poder calórico.
El mayor poder calórico se debe a que al gas no se le quita ni el propano, ni el butano ni el etano, tres elementos que no evitan su transporte, pero que al estar en mayor proporción elevan el poder calórico.
Qué hicieron Europa y Estados Unidos
El GNL tiene un alto contenido de etano. Por ese motivo, cuando Europa comenzó a importar cada vez más GNL se encontró frente a una disyuntiva similar a la de Argentina. En el Viejo Continente también decidieron autorizar la inyección de un gas con mayor poder calórico. “Nosotros estamos yendo hacia los valores que en Europa ya son aceptados”, remarcan en Enargas. De hecho, las pruebas que hizo el ente regulador fueron con un gas con un alto componente de etano porque los productores van a separar de modo creciente el propano y el butano, pero el etano va a quedar porque solo se va a poder colocar una porción menor en la industria petroquímica.
Ante el mayor poder calórico del gas, Estados Unidos tomó otra decisión. Los productores comenzaron a extraer no solo el propano y el butano sino también el etano, pero eso derivó en un mayor costo que se le traslada al consumidor, una solución difícil de implementar en Argentina donde la tarifa del gas ya viene aumentando para los hogares por la quita de los subsidios y todavía queda un tramo que recorrer hasta que la mayoría pague la tarifa plena.
YPF, la petrolera bajo control estatal, presentó los resultados que obtuvo durante el tercer trimestre del año. En este sentido, la compañía exhibió que las exportaciones de crudo Medanito aumentaron en este periodo un 111% respecto al tercer trimestre del año anterior, con un promedio de 39.000 barriles día, lo que significó un 15% de la producción total de petróleo.
Además, la producción de shale oil promedió los 126.000 barriles por día, marcando un crecimiento del 36% respecto al mismo período del año anterior y un 11% en comparación con el segundo trimestre de este año. En esa línea, YPF informó que la producción no convencional representa el 49% de la producción de petróleo total de la empresa.
Rentabilidad
Desde la petrolera que preside Horacio Marín comunicaron que, en materia financiera, el EBITDA ajustado fue de 1.366 millones de dólares, crecimiento secuencial impulsado principalmente por mayores ventas estacionales de gas, suba en la producción de hidrocarburos shale y mejor precio local de combustibles, compensados parcialmente por mayores costos en términos reales y menor producción convencional, especialmente porque julio estuvo afectado por condiciones climáticas adversas en la Patagonia, según destacaron.
“En términos interanuales, el notable crecimiento del EBITDA del 47% se explica principalmente por la recuperación en el precio local de combustibles, y el crecimiento en la producción shale y los niveles de procesamiento de las refinerías, parcialmente compensados por mayores costos en moneda local y menor producción convencional”, detallaron desde YPF.
Inversión
YPF invirtió US$ 1353 millones y más del 70% fueron al segmento Upstream, principalmente en actividades shale para perforación y workover, en línea con la estrategia 4×4.
Avances
La petrolera brindó detalles sobre sus principales proyectos en informó que ya se firmaron nueve acuerdos de compraventa por 25 áreas en el marco del Proyecto Andes, el proceso de venta y cesión de 55 áreas convencionales operadas por YPF en seis provincias petroleras: Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego. Recientemente, se sumaron siete áreas ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego. Además, se obtuvo la aprobación provincial por uno de los clústers en Chubut.
En cuanto a la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, la empresa informó que alcanzó un grado de avance del 50% en la construcción del primer tramo Vaca Muerta – Allen, de 130 kilómetros, con una inversión total de aproximadamente 200 millones de dólares.
El segundo tramo está compuesto por un oleoducto dedicado a exportaciones que irá desde Allen hasta Punta Colorada, unos 440 kilómetros. También, para este proyecto se precisarán tanques de almacenamiento y monoboyas para operar VLCCs. Esta obra contempla una inversión de alrededor de 2.500 millones de dólares. YPF se encuentra a pocos meses de iniciar su construcción.
Milicic es una empresa argentina dedicada a las construcciones industriales, viales y civiles. Desde hace más de 20 años la empresa tiene presencia en sectores clave como la industria del Oil&Gas y la minería. En diálogo con EconoJournal, que la entrevistó en la última edición de la AOG Patagonia, Marian Milicic, gerenta general de la compañía, dio cuenta de los principales desafíos que tiene el sector energético y de la oportunidad que posee la empresa de posicionarse como un actor clave para acompañar el desarrollo.
La referente de Milicic remarcó que “el sector está demandando mayor eficiencia e inversión en tecnología para poder llevar adelante los procesos constructivos con mayores condiciones de seguridad. Estamos expectantes de ver cómo va evolucionando la industria para estar a la altura de las demandas de los clientes. Estamos proyectando un año con un buen nivel de actividad. Nos estamos preparando para eso”.
Marian Milicic, gerenta general de la constructora
Infraestructura
Milicic advirtió sobre los cuellos de botella que afectan al sector hidrocarburífero y remarcó la importancia de que se lleven a cabo obras de infraestructura de transporte a fin de evacuar el gas y el petróleo de Vaca Muerta para ponerlos en valor.
“Creo que también habrá un cuello de botella en la capacidad de las empresas para poder dar servicio en el tiempo que demanda la industria. Porque si la minería empieza a despertar también esto puede provocar incluso que se supere la capacidad de lo que uno puede ofrecer como compañía. Tenemos una oportunidad de ser primeros para atender esa demanda”, puntualizó.
Marian Milicic en la AOG Patagonia 2024
Desafíos
Respecto a los retos que impone el sector energético, la gerenta general de la constructora indicó: “Uno de los desafíos tiene que ver con el tiempo en el que se van concretando las inversiones. Nosotros siempre tuvimos la política de invertir tanto en capital humano como en equipos porque esos son nuestros dos activos”.
Milicic detalló que en las inversiones de la industria del Oil&Gas o del sector minero todo es contrarreloj. “No hay tiempo para invertir en el momento. La oportunidad es siempre para el que está preparado”, enfatizó.
Expansión
El principal segmento de mercado de Milicic siempre ha sido la minería. Casi la mitad del portfolio de la compañía está abocado a ese sector. La otra mitad se divide entre Oil & Gas y algunos proyectos de construcción para energía. No obstante, en el último tiempo la empresa ha decidido apostar a los mercados regionales y a desarrollar operaciones fuera de la Argentina. “Estamos exportando talentos desde la Argentina para poder llevar adelante iniciativas en Perú y en Paraguay,vinculados al desarrollo de infraestructura, minería, energía. Estamos con esta estrategia de diversificar nuestros mercados”, exhibió Marian Milicic.
En marzo de este año, Milicic comenzó los trabajos para el consorcio Besalco–Stracon (CBS), para la ejecución de un proyecto de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, como parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios (PIRCC) del gobierno de Perú con el objetivo de adecuar la infraestructura dañada por el fenómeno de “El Niño Costero” en 13 regiones del país.
El proyecto contempla la ejecución de 6.300 metros lineales de diques longitudinales, materializados con bolsas de geotextil tejido, rellenos de material seleccionado, la realización de obras conexas y complementarias -pases de agua, protecciones de canales, cámaras, etc.-, además de 4.990 metros de caminos de acceso y 1.059 m2 de intervención paisajística.
Oportunidades con los minerales críticos
En lo que refiere al plano local y al desarrollo de minerales críticos como el litio y el cobre, Marian Milicic sostuvo: “En el último tiempo hubo una caída fuerte del precio del litio, pero ahora está en un proceso de recuperación. Todas las proyecciones indican que el precio internacional se irá recuperando. Muchos proyectos son viables. Hay empresas muy grandes y anuncios importantes como el que hizo Río Tinto la semana pasada”.
Stand de Milicic en la AOG Patagonia 2024
Milicic demostró el acompañamiento de la empresa a la industria y comentó: “Estuvimos en Salta hace unos días porque la empresa coreana Posco inauguró la primera planta para producir hidróxido de litio. La Argentina tiene un potencial enorme porque posee muchos proyectos grandes de clase mundial. Compartimos la cordillera con Chile, que es el principal exportador de cobre, y eso nos hace pensar en el potencial que hay”.
Consenso
En cuanto al crecimiento del sector minero, la gerenta general de la empresa planteó: “Hace 30 años que estamos en el sector de la minería y nunca antes hubo tanto consenso a nivel país con relación a que puede haber una oportunidad de desarrollo para la Argentina de la mano de la minería. Creo que este es un escenario distinto. Hay consenso sobre que la minería se puede hacer de manera sustentable y dando trabajo a las comunidades locales, que puede ser factor de desarrollo”.
A su vez, expresó que se ha dejado atrás la idea sobre la minería extractiva que generaba rechazo. “Hoy se trabaja distinto. Ahora no podemos desarrollar una iniciativa sin un proyecto que vincule a las comunidades con las empresas locales. Son parte. Hay otra licencia para poder recibir estas inversiones y una necesidad como país de diversificar esta matriz para no depender tanto del campo. Se trata de una oportunidad grande para todos”, concluyó.
El CEO global de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, evaluó que la compañía no analizará seriamente realizar inversiones en proyectos de gas natural licuado (GNL) en la Argentina hasta que se normalice el acceso al mercado cambiario. El tema surgió durante la conversación que el líder de la petrolera de origen francés mantuvo con el presidente Javier Milei en una visita a Casa Rosada realizada el 20 de septiembre, según se desprende de la última call con inversores. TotalEnergies es desde hace 30 años uno de los tres mayores productores de gas natural en el país mediante la explotación de yacimientos tanto en la cuenca Austral como en la neuquina. Su plateau de inversión ronda los US$ 600 millones anuales. La visita de Pouyanné coincidió con la novedad de la salida de la petrolera malaya Petronas del proyecto Argentina LNG que impulsa el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
La petrolera europea publicó la semana pasada los resultados del tercer trimestre del 2024. En la conferencia con inversores para analizar su performance, Pouyanné fue consultado sobre los planes de la empresa en la Argentina, en donde recientemente puso en producción Fénix, un desarrollo offshore de gas en Tierra del Fuego, concretado a través del consorcio CMA 1 que integra junto con Pan American Energy (PAE) y Harbour Energy (ex Wintershall Dea).
El ejecutivo recordó que producen principalmente gas natural en el país y que tienen áreas con potencial de producción de petróleo sin explotar. También señaló que no descartan la posibilidad de destinar mayores inversiones de capital hacia el petróleo y menos al gas natural. No obstante, Pouyanné subrayó que los planes en la Argentina están fuertemente condicionados por las restricciones para tomar y girar ganancias fuera del país.
«Mientras siga igual, como le expliqué al presidente argentino cuando me reuní con él el mes pasado, queremos que nos devuelvan nuestro dinero. No invertiremos más mientras no veamos libertad para repatriar dividendos», disparó el CEO de TotalEnergies.
Sondeo del presidente Milei
Fuentes del gobierno consultadas por EconoJournal indicaron que Pouyanné hizo referencia en realidad a una consulta puntual del presidente Milei sobre la posibilidad de que TotalEnergies pueda ingresar al proyecto Argentina LNG en reemplazo de Petronas. El primer mandatario argentino hizo esa consulta de manera informal dado que la visita ocurrió el mismo día que el diario Clarín anunció la salida de la petrolera malaya del mega proyecto anunciado por YPF.
Pouyanné respondió que una inversión en un proyecto de GNL no es posible con las restricciones vigentes en el mercado cambiario. Sin embargo, ante una consulta realizada por este medio, desde TotalEnergies destacaron que el no acceso a dividendos no impedirá seguir invirtiendo en la Argentina. «Mantenemos y desarrollamos proyectos para seguir creciendo y esto es un hecho, tenemos planes a largo plazo. La puesta en marcha de Fénix es prueba manifiesta de eso», señalaron.
El gobierno e YPF continúan en la búsqueda de socios para desarrollar el proyecto Argentina LNG. El jefe de Gabinete, Guillermo Francos, dijo en octubre que la petrolera bajo control estatal firmaría un acuerdo con una petrolera internacional para exportar GNL. Desde el gobierno deslizaron que la empresa en cuestión es Shell, sin embargo ese acuerdo no se firmó.
Petronas frenó su decisión de avanzar en el proyecto con YPF, aunque el cronograma establecido en el memorando de entendimiento vigente con la petrolera estatal indica que la empresa malaya tiene que tomar una decisión relevante en el último bimestre del año: debe decidir si integra los fondos necesarios para completar los trabajos de ingeniería de detalle de la planta de licuefacción que YPF quiere instalar en Punta Colorada, Río Negro. En total, son unos US$ 180 millones de inversión, cuya ejecución debe estar comprometida a más tardar en diciembre de 2024.
El presidente Javier Milei junto al CEO de TotalEnergies en Casa Rosada.
Se acerca el verano y el gobierno comenzó a tomar definiciones sobre el plan de contingencia que pretende desplegar para evitar cortes de electricidad por falta de energía en los picos de consumo. El área energética del gobierno cerró un acuerdo conTransener, la principal empresa de transporte de energía en alta y media tensión del país, y las distribuidoras Edesur, Edenor,EPEC, EPESF y DPEC para poner en operación cuatro transformadores de reserva en nodos críticos para el verano ubicados en las provincias de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y Corrientes, donde se concentra más del 60% del consumo eléctrico del país.
EconoJournal pudo confirmar de distintas fuentes gubernamentales y del sector privado que el Poder Ejecutivo firmará en los próximos días el acuerdo con Transener y las distribuidoras para que las máquinas de reserva de rápida conexión estén operativas. El acuerdo será rubricado por el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, y por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), firmará Darío Arrué, el interventor que está de salida del ente regulador, que será reemplazado por Osvaldo Rolando, que aún no fue designado oficialmente por lo que todavía no tiene firma habilitada.
Máquinas en servicio
Los transformadores de reserva de Transener se pondrán en servicios en los nodos críticos: en Ezeiza (Buenos Aires) se instalará uno de 800 Megavolt Amperes (MVA); en Malvinas Argentinas (Córdoba) de 300 MVA; en Romang (Santa Fe) de 150 MVA y en Paso de la Patria de 300 MVA (Corrientes). Transener, que cumple una tarea estratégica porque es la encargada de operar el sistema de alta tensión del país, es la única empresa del país que cuenta con estas máquinas de reserva.
En concreto, el acuerdo implica que la transportista adelanta el uso de las máquinas de reserva a cambio de una remuneración, que será igual lo que regulatoriamente se abona por una máquina de 300 MVA, y el ENRE tiene que habilitar esas máquinas para que sean remuneradas. Por su parte, las distribuidoras tienen que comprometerse a reponer las máquinas y concretar la ampliación (comprar) de transformadores a largo plazo y la Subsecretaría de Energía Eléctrica actuará como la autoridad regulatoria administrativa que tiene que hacer cumplir los compromisos asumidos.
El acuerdo
El acuerdo de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el ENRE, Transener y las distribuidoras contempla los siguientes puntos:
a) Transener pone en servicios las cuatro máquinas de reserva con el compromiso de que se le va a remunerar la ampliación de las máquinas, que será igual a la actual tarifa regulada de un transformador de 300 MVA.
b) Las distribuidoras se comprometan a comprar (reponer) el transformador de reserva de Transener y concretar la ampliación de máquinas para que no se consuma el stock de transformadores. El acuerdo tiene un cronograma que responde a lo que demora la fabricación de los transformadores que es de dos años, según cálculos del sector.
c) Las penalidades del ENRE a la transportista eléctrica serán iguales a las que se implementan regulatoriamente ahora, es decir, se respeta la condición original. El único cambio es que el ente regulador no podrá penalizar a Transener ante posibles fallas de un transformador en servicio porque el plan de contingencia del gobierno le exige poner operativas a todas sus máquinas. Las multas se concretarán si suma más transformadores con fallas.
d) El acuerdo no requerirá de una resolución específica del ENRE. El ente regulador tiene que dar el visto bueno para considerar una ampliación menor del sistema de transformadores en los nodos críticos para que se le informe a Cammesa, que hará la liquidación de la remuneración.
El Grupo ESTISOL y 360Energy formalizaron un acuerdo de compra de energía (PPA) que garantiza el suministro de 5 GWh anuales de energía renovable durante los próximos tres años. El suministro provendrá del Conjunto Generador de 360Energy, compuesto por el Complejo Solar 360Energy La Rioja y el Parque Solar Cañada Honda, lo que permitirá abastecer de energía renovable a las plantas del Grupo ESTISOL en CABA, NOVAPOL Pilar, Estisol Paperfood Pilar y Estisol San Luis.
Este acuerdo permitirá que el 70% de la demanda energética del Grupo ESTISOL sea cubierta con energía renovable, con 360Energy proveyendo el 32% de esta energía. Además de asegurar un suministro confiable y de calidad, el acuerdo tendrá un impacto ambiental positivo puesto que evitará la emisión de 2.250 toneladas de CO2e anuales, equivalente a sacar de circulación más de 500 autos cada año, según precisaron.
«Esto consolida a 360Energy como un socio estratégico en la descarbonización del sector industrial», remarcaron desde la compañía.
Impacto
Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos de 360Energy, aseveró: “En 360Energy nos enorgullece ser parte del esfuerzo de grandes empresas como ESTISOL para reducir su huella de carbono y avanzar hacia un futuro más sustentable. A través de nuestras soluciones de energía solar de alta eficiencia, seguimos ofreciendo a nuestros clientes la calidad, confiabilidad y el impacto ambiental positivo que esperan”.
«La dirección del Grupo ESTISOL mantiene su compromiso con la mejora continua en sus procesos productivos, alineando sus políticas con estándares ambientales internacionales, como el Protocolo de Kioto. Este PPA refuerza su liderazgo en la adopción de prácticas energéticas responsables, posicionando al Grupo ESTISOL como un referente en sostenibilidad», destacaron desde la empresa.
La Universidad de Congreso, a través de su Rector Rubén Bresso, otorgó el título de Doctor Honoris Causa al Ingeniero Alejandro Bulgheroni.
Durante la ceremonia, Bresso destacó la importancia de este reconocimiento, y afirmó: “Estamos ante uno de los empresarios más respetados y admirados dentro de la industria energética. Es una obligación propia de la Universidad, reconocer por sus méritos a quienes con esfuerzo y trabajo arrojan luz sobre el camino que todos transitamos”.
Bresso también agregó qué: “Su vida ha sido y es un servicio público permanente, contribuyendo con la investigación privada en busca de beneficios comunitarios que mejoren la calidad de vida de la sociedad”. Además, resaltó su actividad en la Academia Nacional de Ciencias de la Empresa. Este reconocimiento destaca la trayectoria de Alejandro Bulgheroni en la industria energética.
El presidente de la Universidad de Congreso, José Luis Manzano, señaló que “Alejandro tiene una fuerte personalidad que se nutre siempre de su familia, cada vez que ha influido en las políticas públicas ha sido para el beneficio del país, y tiene la mente de un científico. Este doctorado honoris causa es sin dudas, para un patriota”.
Reconocimiento
Durante su discurso de aceptación, Alejandro Bulgheroni expresó su gratitud: “Agradezco a las Autoridades de la Universidad de Congreso el honor que me confieren al distinguirme como Doctor Honoris Causa de esta prestigiosa Casa de Estudios.”
Reflexionando sobre su visión empresarial, agregó: “Mi visión como empresario ha sido siempre crecer aportando soluciones a las necesidades de nuestro país y a las familias que viven en las comunidades con las cuales interactuamos».
Bulgheroni, presidente de Pan American Energy Group, la principal empresa privada integrada de energía en América Latina ha liderado proyectos en reservorios convencionales y no convencionales en Argentina, Bolivia y México. Bajo su dirección, la compañía ha ampliado su alcance hacia energías renovables y minería de litio, subrayando un compromiso sostenido con la sostenibilidad en el sector energético.
“Toda mi vida he vivido en un mundo cambiante y emocionante, y siempre he apoyado la innovación y el desarrollo tecnológico en nuestros proyectos”, afirmó Bulgheroni.
El ejecutivo de PAE también remarcó la importancia de enfrentar los cambios tecnológicos con responsabilidad: “La inteligencia artificial está transformando la forma en que operan los negocios, y aunque debemos abordar los desafíos éticos, su implementación responsable nos permitirá maximizar sus beneficios y minimizar sus riesgos.”
Sector privado
Bulgheroni enfatizó el rol del sector privado en la sociedad actual y compartió su visión de futuro: “Para nosotros, los empresarios, las áreas de interés y responsabilidad están mucho más extendidas que en el pasado. Enfrento con pasión los desafíos del presente y del futuro. La vida recién empieza y queda mucho por hacer.”
El título
«El título Doctor Honoris Causa otorgado por la Universidad de Congreso refleja su compromiso de reconocer a quienes contribuyen significativamente al avance de sus disciplinas y al bienestar social. Con esta distinción, la Universidad honra el legado de Alejandro Bulgheroni, quien ha impulsado el crecimiento económico y promovido un desarrollo equitativo y sostenible para las futuras generaciones», indicaron desde la Universidad de Congreso.
Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, anunciará una nueva fase en el desarrollo de Los Toldos II Este con el objetivo de sumar 70 mil barriles de petróleo diarios y alcanzar los 100 mil con el resto de sus bloques en una fuerte apuesta al shale neuquino.
La decisión de la compañía se dio tras conocerse que Pluspetrol se quedará con las áreas que deja ExxonMobile en Vaca Muerta, tal como adelantó Econojournal en exclusiva, algo que dejó a la firma de Paolo Rocca fuera de la compulsa y que le permitirá ahora concentrar recursos en sus operaciones.
Así lo confirmó el CEO de la compañía, Ricardo Markous en conversación con EconoJournal y tras el Encuentro Anual de ProPymes que se realizó este martes en Neuquén y que contó con la presencia de proveedores que forman parte de la cadena de valor del grupo empresario.
“Lamentablemente, todo parece indicar que las áreas de Exxon son para Pluspetrol. Nuestro plan era esperar el lanzamiento de los Toldos II para ver cómo se definía eso. Una vez que Exxon se decidió por otra empresa, nos concentramos en este proyecto”, aseguró Markous a este medio.
Fortín de Piedra, el yacimiento emblema de Tecpetrol, alcanzó este año los 24Mm3/d de gas.
Fortín de Piedra petrolero
Con el objetivo de alcanzar la meta de producción, Tecpetrol acelerará el desarrollo de los Toldos II Este. Buscará replicar la experiencia de Fortín de Piedra -el proyecto emblema de la compañía- y hacerlo a gran velocidad en un trabajo en conjunto con las pymes, de la misma forma que lo hizo en 2017.
“La estrategia ahora es concentrarnos en el petróleo. Este es nuestro próximo proyecto, es del tamaño de Fortín y lo vamos a hacer de nuevo con todas las pymes que están acá y que van a colaborar para que lleguemos a tiempo”, le había dicho previamente Markous a los empresarios que participaron del encuentro.
“Tenemos la ingeniería avanzada y, una vez aprobado, lo lanzaremos y lo pondremos en marcha para octubre de 2026”, aseguró el CEO, quien detalló que este mes el directorio de Tecpetrol deberá aprobarlo para lanzarlo rápidamente.
El plan de la compañía prevé iniciar la perforación en enero de 2025, para lograr en octubre de 2026 una producción de 35 mil barriles diarios. Mientras que entre 6 a 8 meses después buscarán duplicar esa producción para totalizar los 70 mil barriles diarios en esa área.
Para esto, la operadora adquirirá un nuevo equipo de perforación y un set de fractura, que se sumarán al recientemente adquirido F36 de Nabors que se encuentra en Fortín de Piedra. “Vamos a requerir por lo menos 3 o 4 equipos permanentes con Fortín”, agregó el CEO.
Tecpetrol ya perforó en Los Toldos II Este ocho pozos horizontales tras una inversión de 150 millones de dólares “con muy buenas productividades”, expresó Markous. “Estamos muy entusiasmados con este nuevo proyecto. Así como llegamos a los 24 millones de metros cúbicos día de gas, queremos alcanzar los 100 mil barriles”, enfatizó.
Indicó que con el resto de las áreas que la firma opera en la Cuenca Neuquina buscarán superar luego esa meta contabilizando 30 mil barriles diarios que planean alcanzar en Los Toldos I Norte, 20 mil barriles en Puesto Parada y otros 10 mil provenientes de Fortín.
Apuesta a Río Negro
Por otro lado, Tecpetrol continúa su apuesta a Puesto Parada, el área que opera en Senillosa y donde aseguraron que a fines de este año estiman alcanzar los 6.000 barriles diarios, para en una segunda etapa llegar a los 20 mil. Allí la compañía posee 4 pozos en producción y 8 en construcción.
Otro de los retos será lograr la extensión de la concesión de Agua Salada, en Río Negro para reconvertirla al no convencional. Se trata de un yacimiento maduro que la empresa opera en conjunto con YPF desde 1990 y cuya concesión vence en 2026. “Vemos una oportunidad en Agua Salada y buscaremos la extensión para desarrollar el no convencional allí”, aseguró Markous.
Pampa Energía, una compañía consolidada hace tiempo como uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, decidió complementar esta estrategia mediante el desarrollo de áreas de petróleo no convencional. En esa línea, su CEO, Gustavo Mariani, aseveró hoy ante inversores: “Tenemos planificado una inversión de 700 millones de dólares en Rincón de Aranda para 2025 y planificamos alcanzar los 1.500 millones hasta 2027. Nuestro objetivo es multiplicar por diez nuestra producción de petróleo y llegar a 50.00 barriles por día”.
La empresa presentó los resultados que obtuvo del tercer trimestre del año. La compañía destacó el avance en el desarrollo de shale oil en Rincón de Aranda e informó que alcanzó nuevos máximos en su producción de gas, principalmente en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata.
Producción de gas
Mariani informó: “Durante el tercer trimestre alcanzamos un promedio de 14 millones de m3 por día, lo que significa un 8% más en comparación al mismo trimestre del año pasado”.
A su vez, en el segmento eléctrico Pampa aumentó su generación en un 19%, a pesar de la reducción del 3% en la generación eléctrica nacional, en comparación con el tercer trimestre de 2023.
Por último, la compañía indicó que “se continúa fortaleciendo la situación patrimonial, logrando una deuda neta de 539 millones de dólares, el nivel más bajo en los últimos ocho años, con un ratio neto de 0,8x”.
Desarrollo
A principios de octubre, la compañía emitió una Obligación Negociable (ON) clase 22 en el mercado local a cuatro años por US$ 83.977.835 para poder avanzar en el desarrollo del shale oil en el yacimiento Rincón de Aranda y mantener su producción de gas.
Esto es así porque desde la firma prevén multiplicar por diez su producción de petróleo y alcanzar aproximadamente 50.000 barrilles diariosen 2027.
El gigante anglo-australiano Río Tinto, una de las dos compañías del sector minero más grandes del mundo, invertirá US$ 250 millones para ingresar en el megaproyecto de cobre Altar, ubicado en la provincia de San Juan. El anuncio se suma a la adquisición –a nivel global- por US$ 6.700 millones de Arcadium Lithium, una compañía creada en enero de este año a partir de la fusión entre la australiana Allkem y la estadounidense Livent, dos de los grandes jugadores del mercado del litio a nivel mundial con operación en la Argentina. Esta adquisición, anunciada en octubre, convirtió a Río Tinto en el mayor productor de carbonato de litio del país.
En los hechos, Río Tinto, a través de su subsidiaria Nuton Holdings, firmó un acuerdo de opción de empresa conjunta (joint venture) con la canadiense Aldebaran Resources, que opera el proyecto. De este modo, Río Tinto podrá quedarse con el 20% de Altar, uno de los megaproyectos de cobre y oro más grandes del país.
Según informó Aldebaran, la inversión por parte de Río Tinto será escalonada: primero desembolsará US$ 10 millones y a fin de año hará otro pago de US$ 20 millones antes de fin de año. Luego, abonará otros US$ 30 millones a mediados de 2025 (luego de la presentación de la evaluación económica preliminar) y, si decide continuar con al joint venture, invertirá US$ 190 millones en 2026, después del estudio de prefactibilidad que Aldebaran prevé presentar.
Otros proyectos de Río Tinto
La inversión en cobre se suma a las iniciativas que ya tiene Río Tinto en la Argentina. El gigante minero ya opera el proyecto de litio Salar del Rincón en Salta, que está en etapa avanzada y se prevé que en 2025 comience la construcción con una planta para producir 50.000 toneladas de carbonato. Río Tinto, que también es un gigante mundial de la metalúrgica, había anunciado una inversión de US$ 2.000 millones que estará bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Además, el grupo anglo-australiano ya cuenta con la participación de un 14,2% del megaproyecto de cobreLos Azules, también en San Juan. Los otros accionistas del desarrollo, que está en etapa de exploración avanzada, son McEwen Mining (Canadá) con el 51,9%, la automotriz Stellantis con 14,2%, Rob McEwen tiene 13,8% y Victor Smorgon Group con 3,5%.
Acuerdo
La minera canadiense “está colaborando con Nuton para evaluar una opción de lixiviación (proceso que se utiliza en la industria minera para extraer minerales valiosos de las rocas, como el cobre, el oro y la plata) de sulfuros de NutonTM Technologies en la próxima presentación económica preliminar y del estudio de prefactibilidad. Las tecnologías de lixiviación de sulfuros de Nuton tienen el potencial de mejorar materialmente la economía del proyecto”, señala el comunicado.
John Black, director ejecutivo de Aldebaran, señaló: “estamos encantados de haber firmado este acuerdo con Nuton, que tiene muchos beneficios para los accionistas de Aldebaran, ya que prevé inyecciones de capital para financiar futuros programas de trabajo en el proyecto Altar hasta la finalización de un estudio de viabilidad económica, si Nuton avanza en cada hito. Además, las tecnologías patentadas de lixiviación podrían agregar un valor significativo al proyecto al reducir los costos y el capital necesarios para el desarrollo”.
Adam Burley, director ejecutivo de Nuton Holding, destacó: “este acuerdo nos brinda una opción para adquirir una participación muy grande en el proyecto Altar. La implementación exitosa de las tecnologías de Nuton tiene el potencial de mejorar materialmente el desempeño económico y ambiental del proyecto”.
Participación
El proyecto Altar es propiedad de Peregrine Metals, una empresa constituida en Canadá donde Aldebaran posee el 60% y que puede aumentar a 80% a partir de un acuerdo que realizó con Sibanye-Stillwater, accionista minoritario.
Con la llegada de Río Tinto a partir del desembolso de US$ 250 millones para 2026, el gigante minero pasará a tener el 20% de Altar. Así, el megaproyecto de cobre Altar a partir de ese año tendría a Aldebaran con una participación de un 60% y continuaría siendo el operador, mientras que Sibanye-Stillwater mantendría un 20% y Nuton Holding (Río Tinto) se quedaría con el 20% restante.
TotalEnergies y Wico Combustibles sellaron una alianza que permitirá que se comercialicen los lubricantes de la empresa global multienergética y ELF en esta red de estaciones de servicio ubicadas en las provincias de Mendoza, Santa Fe, Córdoba, San Luis y La Rioja.
El acuerdo incluye la totalidad de la amplia gama de aceites de motor para segmentos de vehículos livianos y vehículos pesados producidos por TotalEnergies.
Alianza
Jonathan Kleiner, jefe de Marketing de TotalEnergies Argentina, expresó: “A través de esta alianza ampliamos la disponibilidad de nuestros productos en el canal de estaciones de servicio. Este tipo de acuerdos es clave para seguir ofreciendo al consumidor final la gama de lubricantes TotalEnergies y ELF para vehículos livianos y pesados, fortaleciendo nuestra presencia omnicanal”.
“Como Wico combustibles estamos desarrollando a lo largo y ancho del país toda nuestra red de estaciones de servicios. Conocemos a nuestros clientes y sabemos que le dan gran relevancia a la calidad de nuestros combustibles, por lo que este acuerdo con TotalEnergies nos va a permitir ofrecerles también la mejor calidad de lubricantes que hay en el mercado. Sabemos que juntos vamos a poder crecer fuertemente en los próximos años”, señaló Fernando Riccomi, presidente de Wico Combustibles.
Wico Combustibles cuenta con siete estaciones de servicio ya operativas. En ese sentido, desde la compañía adelantaron que próximamente se incorporarán tres nuevos puntos, lo que permitirá ampliar la presencia a lo largo del país.
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 bajo control estatal opera en Vaca Muerta, con una rama lateral de 4.948 metros y una longitud total de 8.264 metros. Este pozo, que se perforó en 27 días, tiene la rama lateral más larga del proyecto No Convencional en Vaca Muerta.
“Este logro del equipo de perforación de YPF fue producto del trabajo coordinado y la utilización de tecnología ´Real Time´ que permitió modificar el diseño original a medida que se avanzaba con el trabajo en la locación”, informó la compañía.
“De este modo, la compañía vuelve a mostrar una mejora en la eficiencia, que le permitió en los últimos años perforar ramas laterales por encima de los 4000 metros, en un menor tiempo y a un costo menor, reduciendo los tiempos no productivos de los equipos e incorporando tecnología y conocimientos de última generación”, continuó.
YPF prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.
YPF modificó su estrategia de negociación con los principales productores de petróleo de la cuenca Neuquina con vistas a poder oficializar el lanzamiento de la construcción del Vaca Muerta Sur, un nuevo oleoducto que conectará Neuquén con la localidad de Punta Colorada, en Río Negro. Tras el desencuentro con Petronas por el megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que obliga YPF a encontrar otro offtaker u otros socios que viabilicen la iniciativa, el Vaca Muerta Sur (VMOS) —que demandará una inversión cercana a los US$ 2500 millones— emergió como la obra insignia de la gestión de Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera bajo control estatal.
Sin embargo, la articulación con el resto de las petroleras no está siendo sencilla. Marín había declarado a mediados de septiembre —en un seminario organizado por el IAPG en Houston— que “en dos semanas cerramos la convocatoria al Vaca Muerta Sur”. El tiempo pasó y ese hito no se cumplió. El titular de YPF anunció una nueva fecha de lanzamiento en la AOG Patagonia realizada hace dos semanas en Neuquén. “El 14 de noviembre aprobaremos en el Directorio (de la empresa) la construcción del Vaca Muerta Sur. Ya contamos con otros cinco socios fundadores”, afirmó. Se trata de Pan American Energy (PAE), Vista, Chevron, Shell y Pampa Energía. Resta saber qué sucederá con Pluspetrol, que se acaba de quedar con las áreas en Vaca Muerta que poseía ExxonMobil, tal como adelantó EconoJournal en exclusiva la semana pasada, y con Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, entre otras empresas.
Marín señaló en la AOG Patagonia que el Directorio de YPF aprobará el 14 de noviembre el VMOS.
Marín se involucró personalmente para intentar reencauzar una negociación con el resto de las petroleras que no avanzó con la velocidad deseada. En esa clave, a fines de septiembre operó sobre la línea gerencial de YPF para flexibilizar las condiciones de asociación que buscó imponer en un primer momento el equipo de directivos que estaban a cargo del proyecto.
Idas y vueltas
La estrategia original de YPF estipulaba una serie de cláusulas contractuales que varias petroleras no estuvieron dispuestas a aceptar. Entre esos prerrequisitos figuraba que la petrolera tendría la mayoría accionaria y el control del Directorio de la nueva sociedad que se creará para administrar el Vaca Muerta Sur, así como también algunos beneficios preferenciales para dirimir cuestiones operativas como por ejemplo, la potestad para asignar capacidad de transporte ociosa contratada por otro cargador o la posibilidad de contar con un despacho prioritario de crudo en favor de YPF en casos de contingencias climatológicas o de otra índole, según indicaron a EconoJournal cuatro fuentes privadas sin contacto entre sí.
“La alternativa de aceptar que YPF tenga el control accionario del Vaca Muerta Sur era inaceptable para nosotros. Hoy YPF es controlada por un gobierno de libre mercado como el de (Javier) Milei. Pero no sabemos qué pasará dentro de cuatro años”, admitieron en una compañía que produce petróleo en Vaca Muerta. La negociación vinculada a la gobernanza de la nueva sociedad controlante del VMOS, que a priori puede parecer una cuestión de segundo o tercer orden, se convirtió a lo largo de últimos ocho meses en un obstáculo difícil de ordenar para YPF.
Al constatar que las negociaciones no avanzaban en los tiempos previstos, en los últimos días de septiembre Marín pidió a la línea histórica de YPF que relaje algunas de los términos de asociatividad para facilitar el cierre de las tratativas con sus socios. La petrolera bajo control estatal accedió a tener cerca de un tercio del capital accionario de la nueva compañía que será propietaria de VMOS. “Se definió que cada socio fundador tendrá un porcentaje similar a la capacidad de transporte que contrate. Es posible que en una primera etapa se contraten entre 300.000 y 500.000 barriles”, explicaron allegados a YPF.
La apuesta de la empresa es empezar a rubricar los contratos de constitución de la sociedad una vez que consiga la aprobación del Directorio. Resta saber si se tratará de cartas de intención o de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés), de escaso poder vinculante, o de contratos en firme que implican un compromiso de inversiónefectivo por parte de los firmantes. «Aún tenemos que definir algunos puntos importantes. Creo que recién hacia fines del primer trimestre de 2025 estaremos en condiciones de tomar una decisión de inversión», indicó hace tres semanas el presidente de una de las principales petroleras del país.
Duplicar Plus: Oldelval incrementará su capacidad de transporte hasta los 86.000 m3/d en marzo de 2025.
Carrera contra el tiempo
La ampliación de los sistemas de transporte y evacuación de crudo desde Vaca Muerta es el principal cuello de botella que impidió un mayor crecimiento de la producción de petróleo desde los yacimientos no convencionales de la cuenca Neuquina. Si bien Oldelval, la compañía que opera la red de oleoductos hacia el Atlántico (conecta Neuquén con la terminal de despacho de Oiltankin Ebytem en Bahía Blanca), está finalizando la construcción del proyecto Duplicar Plus, que permitirá elevar su capacidad de transporte desde los 50.000 metros cúbicos diarios (m3/d) actuales hasta los 86.000 metros en marzo de 2025, las petroleras prevén que se requerirán nuevas ampliaciones en los próximos 24 meses.
En esa dirección, tres compañías —Pluspetrol, Shell y Vista— pidieron formalmente a mediados de año a Oldelval que explore alternativas en el plano técnico para sumar otros 24.000 m3/d a su capacidad de transporte. Por una cuestión regulatoria que se desprende del régimen de concesión fijada por la Secretaría de Energía, la empresa de midstream está obligado a estudiar ese requerimiento. En esa clave, Oldelval diseñó un proyecto para incorporar ese volumen con una serie de mejoras en los sistemas de bombeo de su red.
La iniciativa, que cuenta con el respaldo de la industria porque requiere de una baja inversión medida en en el costo por barril incremental de petróleo transportado, está a la espera de que YPF, que posee un 37% del capital social de Oldelval y controla de manera indirecta las votaciones en el directorio de la empresa, dé luz verde para avanzar. Antes de dar ese aval, sin embargo, Marín quiere que varios de sus socios de Oldelval —en especial PAE, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa— confirmen su participación en el Vaca Muerta Sur. De ahí la importancia de lo que se defina en las próximas semanas.
Donald Trump volverá a ser el presidente de los Estados Unidos. El ex mandatario logró una victoria contundente sobre la candidata del Partido Demócrata, Kamala Harris, con resultados estatales que le garantizan al Partido Republicano recuperar el control del Senado. La película electoral aún no termina ya que faltan los resultados finales en algunos distritos, pero la fotografía de este miércoles por la mañana indica que Trump vuelve una vez más a la presidencia por su victoria en Pennsylvania, el segundo estado productor de gas natural de los EE.UU. y centro neurálgico de los bloqueos legales y políticos contra la construcción de nuevos gasoductos.
Las elecciones en Estados Unidos se rigen por el sistema de Colegio Electoral, en el que cada estado aporta al candidato ganador un número de delegados. El candidato del Partido Republicano superó el piso necesario de 270 delegados para alzarse con la victoria presidencial, cosechando hasta ahora unos 276 delegados. El estado de Pennsylvania, con los 19 delegados que aporta al ganador, volvió a jugar un papel clave; Trump ganó allí en 2016 y lo perdió en 2020. El ex presidente esta cosechando una diferencia de tres puntos sobre Harris con más del 95% de los votos escrutados.
«Esta es una magnífica victoria para el pueblo estadounidense que nos permitirá hacer que Estados Unidos vuelva a ser grande. Y además de haber ganado los estados disputados de Carolina del Norte, me encantan estos lugares. Georgia, Pennsylvania y Wisconsin. Ahora estamos ganando en Michigan, Arizona y Alaska, lo que nos daría como resultado al menos 315 votos electorales«, dijo Trump en su discurso de victoria.
Marcellus y su potencial bloqueado
Pennsylvania se transformó en los últimos 15 años en el segundo estado productor de gas natural de los EE.UU. gracias a la explotación en Marcellus, la principalformación de shale gas del país. No obstante, la producción se estancó los últimos cuatro años debido a los bloqueos políticos y legales a la construcción de nuevos gasoductos en los estados que conforman la región de Appalachia en el noreste.
Texas es el principal estado productor de gas, representando el 25% de la producción nacional en 2023, mientras que Pennsylvania lo secunda con el 17% de la producción. Pero Marcellus es la principal formación productora de gas del país si se suman las producciones en Ohio, West Virginia y Pennsylvania.
La oposición de grupos ambientalistas y de algunos estados a nuevos proyectos de gasoductos frenó el crecimiento de la producción y suministro de gas natural en la región de Appalachia, donde la producción de gas natural no ha aumentado desde finales de 2020.
Los resultados en los estados productores de hidrocarburos indican que las posiciones de Trump y Harris en materia de energía tuvieron alguna incidencia. El presidente electo apoya sin titubeos el crecimiento de la infraestructura y de la producción de hidrocarburos. En cambio, la candidata demócrata nunca encontró el equilibrio buscado entre respaldar la producción de hidrocarburos y mantener satisfecha a los sectores y donantes más ambientalistas que apoyan al partido.
Una parte de esa búsqueda fallida del Partido Demócrata se explica con una paradoja. El boom del shale gas comenzó con Barack Obama, quien además firmó el decreto que habilitó las exportaciones de gas natural licuado (GNL) en EE.UU. Pero el partido nunca capitalizó la revolución del gas no convencional, al punto tal que la administración Biden decidió este año suspender el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL.
El Departamento de Energía argumenta que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a otorgar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. La ley también indica que los criterios para definir el interés público deben ser actualizados. Trump dijo que le pondría fin a la pausa y reiniciaría las aprobaciones inmediatamente después de asumir el cargo.
En el marco de la celebración por los 110 años de presencia ininterrumpida de Shell en la Argentina, la marca lanza la promoción “Autitos Coleccionables 2024”, para que toda la familia pueda disfrutar del regreso de una colección exclusiva de autitos coleccionables que combina la nostalgia con la innovación, ya que cuentan con la novedad de poder manejarlos vía bluetooth a través del celular. La acción, vigente a partir del 4 de noviembre, está disponible en todas estaciones de servicio Shell adheridas del país, según precisaron desde la compañía.
Los clientes que sumen 12.000 puntos Shell Box podrán canjearlos por cualquiera de los cuatro modelos exclusivos de la promoción: la Ferrari F1-75, el Hyundai Rally, el Mustang GT y un BMW Hybrid. También podrán acceder quienes canjeen 100 Puntos Shell Box + $32.900 o 4.000 Puntos Shell Box + $20.000.
Programa
Desde su lanzamiento, Shell Box, el programa de fidelidad de Shell, viene creciendo de manera sostenida enriqueciendo su propuesta de valor a través de la incorporación de nuevas alianzas, promociones y beneficios en todo el país. Su experiencia 100% digital a través de la App e integral a través del DNI, permite que todos sus usuarios pertenecientes al programa, puedan acumular puntos de manera rápida y segura, acceder a descuentos exclusivos y canjear dichos puntos para vivir experiencias increíbles, destacaron desde Shell.
“Estamos muy expectantes y contentos de poder presentar esta propuesta pensada para toda la familia Shell y rendirle homenaje a la historia de los autitos que todos coleccionábamos en nuestra infancia, pero con un plus tecnológico que impacte en las nuevas generaciones”, expresó Carolina Wood, directora de Marketing de Raízen Argentina, la compañía licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.
El gobierno de Javier Milei enfrenta diversos desafíos en lo que respecta al sistema eléctrico del país. En primer lugar, deberá atravesar los picos de consumo que se registrarán durante el verano con ayuda de su plan de contingencia. A su vez, a mediano y largo plazo también deberá analizar cómo se dinamizarán las diversas obras que existen para el desarrollo de líneas de alta tensión que se precisan puesto que el sistema se encuentra saturado. En el último episodio de Dínamo, un nuevo espacio de streaming realizado por EconoJournal para fomentar el debate en materia de energía, Flavia Royon, Juan José Aranguren y Julián Gadano debatieron sobre la gestión del gobierno, el impacto de los subsidios energéticos y analizaron cómo queda configurado el nuevo esquema luego de los cambios en la Secretaría de Energía.
Cambios en Energía
Gadano se refirió a la renuncia del ex secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y consideró que “había un interés por parte de Economía de coordinar más respecto a los objetivos de política macroeconómica. Veo una actitud pragmática en las autoridades del Ministerio de Economía y dentro de esa actitud se está tratando de buscar que todo vaya en línea con el objetivo inflacionario. El equipo energético no pudo llevar adelante las ideas que tenía. Eran ideas para un país ideal”.
Royon advirtió: “Ojo con enamorarse de decir ‘controlo la inflación’ y patear el problema para más adelante. Creo que la Secretaría tiene que estar muy alineada con el ministro de Economía para ser rápidos en la ejecución de medidas. Quedó en un gris sobre el cómo seguir. Se habló de la Canasta Básica Energética (CBE), pero no se avanzó. El decreto de la segmentación terminaba en diciembre del año pasado, pero eso era algo provisorio. No hubo una claridad en cómo se iba a implementar la CBE”.
Mercado desregulado
El objetivo del ex secretario de Energía era ir hacia un mercado desregulado y que haya libre contractualización entre generadores y distribuidores, que el Estado no tenga el rol de interventor. Sin embargo, en la práctica esta fue una medida de difícil aplicación. Aranguren planteó que hubo un problema de diseño organizacional.
“Si vos no nombras a los jugadores de tu equipo y te los pone otro es difícil. Cuando no está alineado el equipo hay inconvenientes. Esta administración en vez de resolver eso, puso un ministro coordinador de Energía y Minería porque a los secretarios los había puesto otro”, indicó el ex ministro de Energía.
Respecto a cómo sortear los picos de consumo del verano, Aranguren planteó que hay que pensar en cómo gestionar mejor la demanda y cómo cubrir un parque que está obsoleto.
El gobierno de Alberto Fernández había realizado en julio del año pasado una convocatoria con el objetivo de sumar 3340 megawatt (MW) de potencia térmica, la TerConf. La licitación se concretó en septiembre y en noviembre se adjudicaron los contratos, pero el gobierno de Milei anuló el proceso. El argumento fue que la adjudicación se había realizada a menos de un mes de la asunción del presidente Javier Milei, lo que resultaba llamativo y “un motivo más que suficiente para revisar el proceso llevado a cabo”.
Aranguren analizó este accionar y sostuvo: “Este gobierno se tomó varios meses para postergar la firma de los contratos hasta que en julio dictó la resolución 151/2024 para decir que los cancelaba. Y a los dos meses y medio sacó unaresolución sobre un plan de contingencia del verano. Es un poco loco”.
El ex ministro puntualizó que el tema estructural está en cómo gestionar la demanda. “No puede ser que la demanda en el pico aumente todos los años entre 900 y 1000 MW y la generación aumente 800, pero con un factor de carga de 45 porque la mayoría es del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER). Siempre le estamos corriendo de atrás. Hay que impulsar mecanismos para que esto no pase”, cuestionó.
¿Cómo resolver esta situación? Aranguren consideró que se debe tener y fomentar un consumo racional de la energía y que se necesita tener eficiencia energética. “Quieren dar una señal de una inflación a la baja y por lo tanto riesgo país a la baja, pero hay un límite porque ahora, probablemente, nos vamos a poner de sombrero el verano con la situación que tenemos”, aseveró.
Royon afirmó que desde las diferentes gestiones se hizo un esfuerzo por la eficiencia energética. No obstante, remarcó que las personas de bajos recursos no pueden cambiar sus electrodomésticos por algunos más eficientes, pero que hoy existe tecnología disponible que en la Argentina todavía no se está utilizando como los medidores inteligentes o las Smart grids, que serían un buen punto de partida.
Subsidios energéticos
Sobre cómo definir una tarifa que permita pagar esas tecnologías, la ex secretaria de Energía expresó: “Hasta que no baje la inflación y el riesgo país va a ser difícil ir a esquemas mucho más desregulados. Nuestra hoja de ruta era que el usuario del Nivel y la industria pagara el costo pleno, pero hoy los estamos subsidiando de nuevo. Hay una visión política sobre la intervención del Estado. Yo creo que este es un mercado de pocos jugadores, regulados, y que tiene que haber una posición del Estado y un cuidado hacia la gente. Yo no veo una Argentina sin subsidios energéticos”.
Gadano marcó que al comienzo de la gestión no hubo claridad de hacia dónde ir, pero que ahora sí. “El mercado energético necesitan ser administrado, tener reglas de juego claras de largo plazo si no va a ser difícil que vengan inversiones. Tenemos que pensar qué tipo de mercado queremos tener. Hay que ir a un sistema en el que no haya segmentos y que se subsidie a quienes no puedan pagar, pero teniendo eso muy definido. No subsidiar a la oferta, sino a la demanda”, consideró.
Aranguren indicó que hay que subsidiar a la demanda, pero no con un precio distinto, sino con el mismo precio y retribuyendo o pagándole en forma directa al que está demandando la energía con una tarjeta, de modo que los consumidores observen en la factura el costo de producir, transportar, distribuir la energía y que exista la posibilidad de que los consumidores cambien su perfil de consumo.
Problemas
Royon y Aranguren analizaron cuáles son los desafíos para establecer políticas de subsidios y determinar a qué sectores otorgárselos. En base a esto, marcaron que uno de los principales obstáculos para poder diseñar una estrategia eficiente es que las bases de datos son inconsistentes.
“En la Argentina tenemos una economía informal. Es difícil ser consistente. El control es complejo. Lo hablé con Rodríguez Chirillo cuando hicimos la transición porque la CBE como concepto me parecía correcta, pero no veía que sea implementable por los problemas que nosotros tuvimos. Es difícil lograr darle esa plata a la gente y que la use para pagar la factura. Para mí era eficiente tener un precio diferencial. La segmentación fue exitosa, pero era temporal. Tenía que terminar e ir a un esquema más consistente. Para mí, deberíamos ampliar la tarifa social, acordar con las provincias”, aseguró Royon.
Gadano consideró que “no puede ser que el 65% de la población argentina reciba algún tipo de subsidio. Estamos mal económicamente pero no somos un país del África subsahariana. Hay gente que está recibiendo subsidios cuando no los necesita. Hay que ir a un sistema en el que el que reciba subsidios esté por debajo de la línea de pobreza de acuerdo a algún indicador objetivo que defina eso”.
Plan de contingencia para el verano
El plan que preparó el gobierno para el pico de consumo que se va a registrar durante los meses de verano se basa en tres medidas centrales. El gobierno pagará una remuneración adicional a las empresas generadoras que garanticen la disponibilidad de máquinas viejas, que suelen estar fuera de servicio. Además, reconocerá una bonificación económica a grandes industrias que dejen de consumir energía en días de mucho consumo domiciliario. Al mismo tiempo, se instalarán unidades móviles de generación en las redes de Edenor y Edesur.
Aranguren realizó un repaso sobre este plan y concluyó que la solución no es seguir manteniendo máquinas obsoletas. “El gobierno está ofreciendo pagar por el no consumo a los GUMA. Esto es un error serio y tiene un impacto en la economía. Normalmente se negocia con las empresas de que hagan paradas de planta en los períodos de mayor demanda. Entre las fiestas y la segunda semana de febrero. Pero no pagándola. Esto se presta a mucho juego y corrupción. Necesitamos tener más capacidad de transporte”, afirmó.
¿Por qué cuesta hacer obras de transporte?
En el debate, Gadano, Royon y Aranguren abordaron las diferentes cuestiones que impiden que en la Argentina se materialicen las diferentes obras de transporte del sistema eléctrico.
“En la Argentina es difícil por el tema macroeconómico, se piensa en cómo repagar la línea. No todas las líneas son iguales. Tenemos un país muy vasto y con baja densidad poblacional, entonces hay líneas que no las puede pagar la demanda. Yo no veo un estado ausente en la expansión del sistema de transporte. Nosotros detallamos las obras que habría que hacer e hicimos el llamado de manifestaciones de interés a privados. Había mucho interés sobre dos líneas. Una creo que se va a hacer íntegramente con aportes privados”, mencionó Royon.
Respecto al financiamiento, Aranguren dijo que el Estado debe resolver la macro para que pueda ingresar capital. “El estado tiene la capacidad de elaborar, vía Cammesa, cuáles son los nodos críticos. El problema es de dónde va a sacar el dinero, salvo que consiga de organismos multilaterales – que hay disponibilidad-por ejemplo, el Banco Mundial o el BID”.
El ex funcionario de la gestión de Cambiemos también expuso que en países grandes como la Argentina, que es el caso de Australia, el 10% de la energía residencial es distribuida (el tipo de generación se conecta a la red de distribución de energía eléctrica y que se encuentra instalada en puntos cercanos al consumo) y que en nuestro país no representa un porcentaje significativo, que sólo hay 30 megas.
“Hoy por los costos de la Argentina, el impuesto PAIS, a ese tipo de generación la repagas en cinco años y medio, pero con una economía ordenada se puede hacer el repago en cuatro años, y eso no solamente resuelve un problema de generación, sino que también te permite evitar o postergar inversiones en transporte porque género donde consumo. Pero las distribuidoras no están contentas con eso, por eso quieren establecer mecanismos de net billing (comprarle al usuario a una tarifa más baja de la que el usuario le compra a la distribuidora) en vez de net mettering (se le descuenta al usuario los kilowatts generados de los que consumió) para cobrar algo distinto”, remarcó Aranguren.
Por último, Gadano expresó que “el sistema de transporte es un problema mundial. La Argentina tiene un problema más profundo que el resto del mundo vinculado a factores locales. Hace años que no se invierte en transporte. Esto va a ser difícil si el Estado no aparece. Va a tener que tener claro que tiene que encontrar un mecanismo para invertir en infraestructura y después recuperarlo”.
Las tecnologías bajas en carbono suministran en la actualidad un 42% más de energía primaria (32 exajulios) que en 2015, el año del Acuerdo de París, principalmente gracias a factores impulsados por la oferta. No obstante, la demanda de hidrocarburos también creció en 31 exajulios durante este periodo. Frente a este escenario, un nuevo estudio de la consultora Boston Consulting Group (BCG), titulado Turbocharging the Energy Transition by Boosting Customer Demand: Shifting from Should to Want, advierte que abordar tanto la demanda como la oferta, colocando al cliente en el centro de las nuevas soluciones de energía sostenible, podría acelerar significativamente la transición energética.
El análisis plantea que las transiciones centradas en el cliente pueden avanzar entre dos y cinco veces más rápido que las impulsadas exclusivamente por la oferta, y tener, a su vez, un impacto más duradero.
Impacto
El estudio revela que las transiciones centradas en los usuarios pueden tener un impacto en tres sectores clave: los edificios residenciales y comerciales, incluidos los centros de datos; la mayoría de las áreas del transporte; y la industria. Esto es así porque dichos sectores representan el 60% de la demanda energética global y un tercio de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Al mismo tiempo, se benefician de tecnologías ya escalables, políticas gubernamentales e incentivos establecidos, y cuentan con un camino claro para desarrollar productos y servicios atractivos para los consumidores. Algunos ejemplos de esto son los paneles solares fotovoltaicos en India, los vehículos eléctricos en la Unión Europea y Estados Unidos, y las bombas de calor en Europa, los que podrían reducir las emisiones globales relacionadas con la energía en 1.5 gigatoneladas de CO2 equivalente.
En diálogo con EconoJournal, Leonardo De Lella, managing director & partner de BCG, analizó el escenario y remarcó que los clientes esperan productos y servicios cada vez más sostenibles, pero que buscan ofertas atractivas que traduzcan su compromiso en acciones. También que, para aprovechar esta demanda, las empresas están creando productos y servicios que no solo son sostenibles, sino que también son competitivos en costos.
—¿Cómo cree que las acciones impulsadas en Estados Unidos o en la Unión Europea se podrían replicar en la Argentina teniendo en cuenta en contexto macroeconómico? ¿Cree que sería posible implementar e incentivar iniciativas similares en el corto plazo?
–El contexto macroeconómico de la Argentina ciertamente influye en la velocidad de adopción de productos y servicios sostenibles, con un punto de partida más rezagado y prioridades orientadas hacia la estabilización económica. Aunque el impulso de una transición energética acelerada no es una prioridad inmediata a nivel gubernamental, el sector privado puede liderar la implementación de soluciones específicas como los paneles solares para hogares, donde los beneficios son más claros, como la estabilización de costos, ventas de excesos de energía y la confiabilidad ante cortes. Si bien la adopción de vehículos eléctricos puede ser más compleja en el corto plazo (aún hay mucho que recorrer en términos de hábitos y desarrollo de infraestructura), avanzar en la generación distribuida a través de incentivos y regulaciones claras sí parece factible en el mediano plazo, aunque con impactos moderados en términos de reducción de emisiones.
—¿Cómo lograr productos y servicios que sean más sostenibles y elegidos, por ello, por los clientes? ¿En qué cree que podrían trabajar las empresas para crearlos y que sean competitivos?
–Las empresas deben profundizar su conocimiento de las necesidades de los clientes y ofrecer productos que no solo sean sostenibles, sino también altamente competitivos en costos y desempeño, apostando a la innovación (desde el producto, la experiencia, los servicios adicionales). Como se observó en el caso de los paneles solares en India, las empresas pueden colaborar entre sí para construir una narrativa sólida en torno a los beneficios de rendimiento y costos. Algunas estrategias clave incluyen:
Enfocarse en el costo total de propiedad (TCO) y ofrecer predictibilidad en precios para mitigar la volatilidad.
Mostrar características que alineen la flexibilidad y resiliencia con las necesidades del cliente.
Facilitar una experiencia de usuario sencilla, con una instalación sin complicaciones y comunicación clara.
Construir marcas ligadas a la sostenibilidad, incrementando los atributos positivos.
La colaboración con el sector público también es crucial para acelerar la competitividad en costos, mediante la creación de un entorno regulatorio que fomente la innovación y la adopción de tecnologías sostenibles.
Países en desarrollo y con dificultades económicas
En el análisis de la consultora se exhibe que en países en desarrollo y con dificultades económicas que afectan a gran parte de la población, como la Argentina, el aumento en la demanda de productos y servicios sostenibles podría tardar más en materializarse, dado que el punto de partida está significativamente más rezagado. A su vez, se señala que para que los consumidores argentinos adopten estas alternativas, es fundamental que las soluciones sostenibles sean competitivas en costos antes de observar un cambio significativo en los hábitos de compra, y que la preocupación por el medio ambiente se traduzca efectivamente en decisiones de consumo.
—¿Cómo se podría aprovechar el potencial que tiene la Argentina en cuanto a recursos para impulsar la transición energética centrada en el cliente y lograr un impacto positivo respecto a reducción de emisiones, de Gases de Efecto Invernadero (GEI)?
–La Argentina tiene un enorme potencial en cuanto a recursos naturales para impulsar una transición energética centrada en el cliente. Mientras que el desarrollo de Vaca Muerta continúa posicionando al país en el ámbito global de la energía (con un rol exportador), también es posible comenzar una adopción gradual de tecnologías más sostenibles, impulsada por marcos regulatorios claros y programas de incentivos para los consumidores. Facilitar el acceso a financiamiento para la compra de productos como paneles solares o vehículos eléctricos, junto con iniciativas educativas y comunicacionales que aumenten la conciencia sobre los beneficios de estas soluciones, puede ayudar que la transición sea más accesible y efectiva.
Pasos a seguir
De Lella advirtió que en el país la penetración de paneles solares en los hogares es muy baja, a pesar del alto potencial y que cambiar esta situación requiere incentivos y políticas regulatorias claras. En ese sentido, destacó que algunos programas (como los de generación distribuida en provincias como Santa Fe y Mendoza), han mostrado avances, aunque es necesario seguir mejorando el acceso a subsidios, facilidades de financiamiento, la posibilidad de vender el excedente de energía a tarifas atractivas, y procesos de permisos más ágiles.
—¿Cómo se podría lograr eso? ¿Qué primeros pasos se deberían dar para impulsar el crecimiento del sector y adopción de este tipo de energías?
–Para mejorar la adopción de paneles solares en Argentina, es necesario trabajar en varios frentes, pero es importante reconocer que los resultados no serán inmediatos. Como se ha visto en casos de éxito de otros países como India, el sector privado debe fomentar el diálogo con el sector público para asegurar la implementación de tarifas atractivas para la venta de excedentes de energía y para simplificar los permisos.
Además, es crucial facilitar el acceso a financiamiento a través de programas específicos. A medida que se estabilice el contexto macroeconómico en el país, el enfoque en políticas públicas de transición energética podrá incrementarse, y existen para ellos muchas herramientas implementadas exitosamente a nivel internacional como precios al carbono, financiamiento o subsidios directos temporales, fijación de metas y estándares, entre otros. Los subsidios, sin embargo, deberían mantenerse solo de manera transitoria, hasta que se alcance una masa crítica de adopción.
Una comitiva liderada por el embajador de la Unión Europea (UE) en la Argentina, Amador Sanchez Rico, visitó las instalaciones del megaproyecto de cobreLos Azules en la provincia de San Juan. También participó Rodrigo Perez Graciano, director General del Grupo Stellantis en Argentina, la automotriz que acaba de aumentar su participación del 14,2% al 19,4% en McEwen Copper, la empresa que desarrolla el proyecto.
El embajador de la UE expresó: “venimos a explorar, analizar y seguir profundizando sobre posibles inversiones europeas en un material estratégico como es el cobre. En este caso, venimos a conocer Los Azules, que tiene además una participación europea del conglomerado Stellantis y venimos a eso: a conocer qué es lo que Argentina tiene para ofrecer a la Unión Europea”.
Los Azules fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence (2022). Tiene un valor presente neto (VPN) después de impuestos de US$ 2.700 millones, una vida útil de casi 30 años y está ubicado cerca de la frontera con Chile.
Visita
La comitiva recorrió las instalaciones de la mina “para conocer de primera mano el avance del proyecto y su potencial para posicionarse como un actor clave en la transición energética global”, informó McEwen.
Del recorrido por Los Azules participaron también la jefa de Cooperación de la UE, Ilse Monique Alberta Cougé, y el asesor de la UE, Juan Eduardo Barrera. Los recibieron el VP de McEwen Copper y Gerente General del proyecto de cobre, Michael Meding, el ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, y el secretario de Gestión Ambiental y Control Minero, Roberto Moreno.
“Estamos ante una oportunidad única para Argentina, no solo para fortalecer la industria minera, sino para contribuir al abastecimiento de cobre necesario para la transición energética”, afirmó Michael Meding durante el encuentro.
Recorrieron la zona de mayor mineralización y el área destinada al leach pad (plataforma de lixiviación), “donde recibieron información detallada sobre la planificación y la capacidad productiva del yacimiento”.
“Los Azules no solo será el primer proyecto en producir cátodos de cobre en Argentina, sino que también tiene el compromiso de operar con una huella hídrica reducida y alcanzar la neutralidad de carbono para 2038”, subrayó McEwen Copper.
Los Azules, considerado uno de los proyectos de cobre más importantes del mundo, tendrá un rol central en el crecimiento de la industria nacional. “Con una producción proyectada de 175.000 toneladas de cobre por año, el proyecto no solo cubrirá parte de la creciente demanda local, sino que también contribuirá al mercado global, donde la electromovilidad y el sector automotriz demandarán volúmenes crecientes del metal para 2035”, afirmó la minera.
Los recursos hidrocarburíferos hallados a lo largo del territorio argentino han generado, con el correr del tiempo, diversos beneficios para la Nación, sus industrias y el bienestar y confort de la vida de sus habitantes. Su disponibilidad y aprovechamiento han contribuido decisivamente en el desarrollo de las distintas economías regionales.
La actividad hidrocarburífera genera diversos impactos o afectaciones territoriales, económicas, sociales, geopolíticas y ambientales en las distintas regiones productivas de la República Argentina que pueden ser positivas o negativas en función de su resultado. Uno de estos impactos es la influencia, progreso y desarrollo socio económico regional a partir de la propia actividad extractiva.
Gracias a dicha actividad, se produce en el territorio la generación de ingresos por regalías, impuestos, tasas, contribuciones y cargas similares y el impulso de la actividad económica motorizada por los altos ingresos salariales de los trabajadores respecto de la media y de las empresas de servicios ubicadas localmente. Dicha generación de ingresos representa una inyección de masa de dinero en las regiones que impacta de forma positiva a nivel nacional, provincial, social, económico y geopolítico.
Por su parte, cuando aumenta la captura de renta petrolera de las empresas a través de un precio alto respecto de su costo, ello conlleva a un aumento de producción. Dicho aumento genera nuevos puestos de trabajo que demandan mayor infraestructura, bienes y servicios generando así la llegada de nuevos comercios y empresas de servicios. Así, aumenta el número de habitantes en la región.
También, suministra un recurso energético esencial para el desarrollo integral de la Argentina, pudiendo incluso generar exportaciones que permitan el ingreso de divisas en caso de que haya excedentes respecto del abastecimiento interno.
Diversidad productiva regional
Ahora bien, la diversidad productiva regional en la Argentina es un factor que incide en la influencia, progreso y desarrollo que generan las explotaciones hidrocarburíferas en su territorio. Esto hace que los escenarios de desarrollo regional sean diferentes según la diversidad productiva que exista.
Se debe diferenciar entonces entre aquellas localidades que teniendo históricamente una economía reducida, de pronto experimentan un crecimiento en su actividad económica por la explotación hidrocarburífera, como es el caso de Añelo en la provincia de Neuquén, y las que ya contaban con una actividad productiva importante, como es el caso de Allen, en la provincia de Río Negro, que previamente a dicha explotación tenía una significativa producción agrícola de frutales en la economía del Alto Valle del Río Negro. Ambas localidades se encuentran ubicadas en la cuenca Neuquina y están emplazadas sobre Vaca Muerta.
Lucas Panno, abogado especialista en energía y recursos naturales y consultor legal en regulación energética, transición y sustentabilidad.
En ambos supuestos, la llegada de la actividad hidrocarburífera revoluciona el territorio provincial generando un movimiento socio económico repentino que se desarrolla no sólo a partir de la propia actividad petrolera sino a través de pequeñas y medianas empresas que prestan servicios tercerizados (profesionales, arquitectos, ingenieros, servicios diversos, salud, seguridad e higiene, transporte, etc.) a las empresas hidrocarburíferas. Dicho movimiento económico genera multiplicación de puestos de trabajo y actividades comerciales que nutren a la región y obligan a dotarla de infraestructura básica (caminos, comunicaciones, viviendas, agua, electricidad, gas, cloacas, etc.).
También, son afectadas la infraestructura y prestación de servicios en estas localidades ya que se ven saturadas si no se realiza una adecuación en forma previa. Por su parte, hay un impacto positivo para las provincias productoras debido a que, como consecuencia de la mayor producción, perciben mayores ingresos por cobro de impuestos.
Impacto de la actividad hidrocarburífera
Ese boom socioeconómico regional generado a partir de la actividad hidrocarburífera puede impactar económica y culturalmente en la vida de los habitantes locales, debido a la mayor intensidad de actividades económicas que comienzan a desarrollarse en el territorio y la gran inmigración de personas con nuevas costumbres y aspiraciones socioeconómicas. Esta situación puede perjudicar el desarrollo de algunas actividades preexistentes al punto de llevarlas al borde de la desaparición. Tal es el caso de la trashumancia en algunas regiones de la provincia de Neuquén y la fruticultura en las chacras del Alto Valle del Río Negro en el entorno de Allen.
La demanda incrementada por la inmigración de trabajadores y sus familias rápidamente supera la oferta de bienes y servicios existentes, lo que genera tensión y estrés no sólo para los recién llegados sino también, y, sobre todo, para los pobladores locales. Por lo general esta situación no potencia otras actividades económicas además de la propia actividad hidrocarburífera, generando una sobrecarga en la infraestructura y servicios existentes. Frente a esta situación, estos grupos poblacionales se vuelven dependientes de una o algunas de las actividades económicas regionales de las cuales la principal es la hidrocarburífera.
Esta dependencia vuelve a las regiones más vulnerables frente a escenarios de reducción o cierre de operaciones de empresas petroleras en sus territorios. En cambio, la diversidad productiva permite que estas se sostengan en base al ingreso económico y crecimiento social que generen otras actividades productivas.
Puede suceder también que el desarrollo de nuevas actividades productivas se vea condicionado frente a la rentabilidad de la propia actividad hidrocarburífera por lo que su inicio y posterior desarrollo muchas veces no es del todo apetecible ni tentador. En otras palabras, dado que la actividad extractiva genera buenos ingresos para los obreros petrolíferos y también para las empresas de servicios, resulta un verdadero desafío la proliferación de otras actividades distintas teniendo en cuenta que los ingresos no son equivalentes.
Desarrollo regional
En virtud de la situación planteada, se considera que las explotaciones hidrocarburíferas deben ser un punto de partida a la hora de hablar de influencia, progreso y desarrollo regional que permita a las regiones de la Argentina nutrirse y desarrollarse con diversas fases productivas. Así no se volverán vulnerables frente a eventuales escenarios de cierre de operaciones ya que no dependerán exclusivamente de dicha actividad extractiva. Un ejemplo de esta situación son los denominados “pueblos fantasmas”. Son territorios en los cuales en un comienzo hubo un boom en el desarrollo poblacional producto de la llegada de la actividad hidrocarburífera y se volvieron tan dependientes de dicha actividad que frente a su cierre quedaron despoblados.
Para mejorar esta situación, el desarrollo regional no debe depender únicamente de la actividad hidcrocarburífera sino que, sobre la base de esta, debe generar nuevos y distintos polos de desarrollo económico y productivo. La dependencia de una sola actividad como la petrolera vuelve a los grupos poblacionales más vulnerables frente a eventuales cierres parciales o totales de operaciones. Frente a esta cuestión y para que no se dé el fenómeno conocido como “pueblo fantasma”, lo recomendable es fomentar la diversidad productiva regional, tanto de las localidades de producción hidrocarburífera como de las localidades cercanas.
Esta diversidad productiva debe profundizarse y ampliarse para potenciar los beneficios económicos derivados de la explotación petrolera. Se considera que el desarrollo debe consistir en diversificar la matriz productiva regional en lugar de centrarse en los ingresos por regalías que tienen un determinado tope, ya que estos dependen significativamente del precio que el Estado Nacional les fije al gas y al petróleo en el marco de su competencia. Por su parte, para motivar el desarrollo regional debe propenderse a alentar inversiones para la explotación hidrocarburífera en el territorio argentino, como así también a la instalación y prestación de bienes y servicios de todo tipo. Para ello, es esencial que existan un plan y políticas gubernamentales uniformes junto con un escenario de confianza sobre la base de la seguridad jurídica.
Sin perjuicio de que el escenario ideal es el desarrollo de actividades económicas alternativas, existen medios como por ejemplo los fondos anticíclicos que permiten, en caso de una caída de la actividad por repercusión del precio del mercado externo, darle cierta contención socioeconómica a la actividad regional. Estas medidas tienen que ser sostenidas a través de los sucesivos períodos de gobierno para que se consoliden.
Cabe destacar que la diversificación de la matriz productiva regional antes mencionada como mecanismo de sostén socioeconómico, muchas veces no es viable porque hay otros sectores como por ejemplo el turístico y ambiental de la zona que podrían no ser compatibles con la petrolera. Es así que las actividades que se desarrollen en las localidades además de ser conciliables con la petrolera, deben ser sustentables y tener una visión regional de conjunto e integral. Dicha concepción tiene su andamiaje en el concepto de mirada socio ambiental sustentable donde las demás actividades regionales deben acompañar la explotación hidrocarburífera y no restringirla o anularla. Además, debe existir “confianza” entre la sociedad y el Estado para que las actividades sean sustentables y aceptadas socialmente.
Ahora bien, de las cuencas hidrocarburíferas de la Argentina en explotación, la Neuquina se ha ido posicionando con el correr del tiempo como el epicentro de la industria petrolera del país, actualmente muy concentrada en los yacimientos de la formación de Vaca Muerta. Se encuentra conformada por regiones de las provincias de Neuquén (centro, este y norte), Mendoza (sur y sudoeste), Río Negro (norte y noroeste) y La Pampa (sudoeste).
Si bien en dicha cuenca la actividad hidrocarburífera es la principal, no es la única. Las provincias que la conforman cuentan además con diversas, numerosas y vastas actividades productivas que contribuyen a su desarrollo regional, como por ejemplo turismo, ganadería, agricultura, minería, aprovechamientos hidroeléctricos, fruticultura, etc. Asimismo, la proliferación de estas actividades produce un impacto positivo ya que vuelve menos vulnerables a las regiones en las que se desarrollan ayudándolas a reducir el impacto frente a la eventual disminución y/o cierre de operaciones de la propia actividad hidrocarburífera.
Proyecto de LNG
En la actualidad, se encuentra bajo tratamiento el impulso del proyecto denominado ARGLNG para la instalación de una planta de gas natural licuado (GNL) en el territorio de Punta Colorada de la localidad de Sierra Grande, provincia de Río Negro. Dicho proyecto consiste en la construcción de una planta de licuefacción de gas extraído de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Asimismo, es el resultado de un plan y una política nacional hidorcarburífera uniforme de la Argentina tendiente a la explotación y aprovechamiento de sus recursos naturales.
Por su parte, tal decisión de política nacional es una oportunidad única para el desarrollo de la región patagónica, promoviendo la descentralización y fortaleciendo el federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre el Estado Nacional y las provincias productoras.
La elección de Punta Colorada, en la localidad de Sierra Grande, revitalizará el puerto de la región actualmente en desuso y aprovechará la proximidad con los yacimientos de Vaca Muerta, optimizando así la logística y reduciendo los costos de transporte.
Asimismo, el proyecto representa un plan estratégico de federalización uniforme e industrialización del territorio argentino a partir de la descentralización de inversiones significativas hacia regiones históricamente postergadas.
Así, la provincia de Río Negro se verá beneficiada con la creación de empleo, impulso de desarrollo tecnológico y la mejora en la infraestructura regional. Ello generará la instalación de comercios, empresas y servicios profesionales. También, se desarrollarán el transporte y los servicios públicos y sanitarios coadyuvando al logro de una mejor calidad de vida para los habitantes de la región. Esto no es otra cosa que ampliar y diversificar la matriz productiva regional de Sierra Grande posibilitando su desarrollo regional.
Cabe destacar también la existencia del acompañamiento provincial de Río Negro a esta decisión del Estado Nacional con miras al logro de dicho principio de federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre Nación y las provincias, establecido por la Constitución Nacional y refrendado en numerosos fallos judiciales por la Corte Suprema de Justicia de la Nación. Esto significa reconocer y bregar por un escenario donde exista un plan hidrocarburífero macro uniforme, decidido por el Estado Nacional, con la cooperación provincial.
Ahora bien, la actividad hidorcarburífera está basada en una sinergia entre Estado – Empresa que genera beneficios para el territorio que se ven reflejados en algunos sectores más que en otros. Por ello, la cuestión está en analizar qué sucede con la porción provincial que no se ve beneficiada por dicha sinergia entre Estado – Empresa. Aquí existen dos caminos.
El primero, un traslado de una porción del beneficio que genera la actividad hidrocarburífera a aquellos sectores que no se ven beneficiados intentando alcanzar un piso de referencia provincial. El segundo, quizás más virtuoso que el primero, destinar parte del beneficio de la propia actividad petrolera sólo como punto de partida para promover actividades que generen ingresos para ellas mismas en otras áreas provinciales buscando la diversidad productiva regional. Este último caso permitirá no asfixiar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera forzándola a ser una especie de “subsidio” para la región, sino que será el puntapié inicial para que luego dicha región se sostenga a si misma sin restringir libertades y beneficios de la propia actividad petrolera.
Las decisiones acerca de cómo se trasladan recursos del área geográfica que se ve beneficiada por la actividad hidrocarburífera al área no beneficiada por esta es una cuestión que compete a quien administra la provincia, es decir, su gobernador provincial. La administración de turno (poder ejecutivo provincial) es la que planifica, decide y ejecuta políticas gubernamentales provinciales para el desarrollo de su territorio. Entre las provincias que conforman la cuenca Neuquina, Neuquén es la que lleva la delantera.
Hoy en día, la provincia de Neuquén se consolida como una de las provincias productoras de hidrocarburos de la cuenca Neuquina cuya explotación se afianza a lo largo de su territorio. Su economía sustentada en dicha actividad genera numerosos procesos inmigratorios y asentamientos urbanos hidrocarburo dependientes que conviven muchas veces con comunidades originarias y el ambiente. Esta comunión de idiosincrasias muchas veces da lugar a diferencias en distintas áreas.
Asimismo, dicha provincia ha logrado un avance tecnológico que le ha permitido una penetración en Vaca Muerta para explotar hidrocarburos, avance que aún no han alcanzado otras provincias de la cuenca Neuquina. Esto ha sido gracias a que la provincia ha promovido un despliegue institucional y técnico para promover y desarrollar inversiones. Fuera de Neuquén, en el resto de las provincias de la cuenca Neuquina, aún se advierte un desarrollo hidrocarburífero que muchas veces no ha sido acompañado por decisiones técnicas e institucionales.
Cabe destacar también que en la época de franco declino de la producción hidrocarburífera convencional (año 2014), Neuquén se enfocó en la explotación no convencional (shale gas y tight gas) como medio de reactivación regional de su industria petrolera. Para ello, sus distintos productores de hidrocarburos se capacitaron, inclusive en el extranjero, con la idea de fomentar la explotación no convencional en su territorio. Esto generó que cuando llegó el momento histórico de comenzar su aprovechamiento, dicha provincia se encontrara mejor posicionada con respecto a otras para encaminar su producción hacía el no convencional.
Explotación de recursos
De ahí que la explotación de hidrocarburos no convencionales enfocada en Vaca Muerta tuvo su epicentro en la provincia de Neuquén y no en otras provincias de la cuenca Neuquina, porque ésta ya contaba con calidad técnica y un andamiaje organizativo institucional enfocado en su explotación. Cabe destacar que tanto la dirigencia como la sociedad neuquina están a favor de la explotación privada de hidrocarburos. Por otra parte, el hecho de que la provincia de Neuquén disponga de un fondo anticíclico como el Fondo de Estabilización y Desarrollo de la Provincia de Neuquén (FODEN) sin dudas aliviará aún más situaciones de crisis (eventual caída de producción y/o cierre de operaciones). Esta es una medida que las demás provincias de la cuenca podrían replicar.
En conclusión, de las provincias que conforman la cuenca Neuquina, Neuquén ha sido de alguna manera el epicentro de la industria petrolera de dicha cuenca, principalmente enfocada en la explotación de Vaca Muerta, gracias a la presencia de una sólida estructura organizativa institucional nutrida de calidad técnica. Dicha solidez institucional se ve reflejada también en el acompañamiento de la política provincial por parte de los actores (gobierno provincial, empresas, sindicatos, ciudadanía, etc.) mediante la aceptación de normas para la explotación hidrocarburífera en la región.
En este aspecto, la política de Neuquén es una política de estado provincial que no sólo se centra en la actividad hidrocarburífera sino en la búsqueda de un desarrollo regional íntegro de todo el territorio provincial. Así, en los puntos 14, 17 y 24 del “Programa de Acción Política” de la Carta Orgánica del partido político más importante de la provincia -el Movimiento Popular Neuquino (MPN), fundado en el año 1961- queda definida una política de Estado provincial, de desarrollo regional íntegro del territorio neuquino, con basamento en las diferentes áreas y recursos naturales de la provincia, propiciada por dicha fuerza política.
Por su parte, cuenta con el denominado Consejo de Planificación y Acción para el Desarrollo (COPADE) como organismo institucional encargado de planificar, diseñar y generar políticas públicas que promueven el desarrollo estratégico sostenible como así también busca continuar protegiendo actividades típicas de idiosincrasia provincial, como es el caso de la trashumancia.También, ha sido pionera en el manejo de las relaciones con los pueblos originarios que habitan su territorio a través de una estructura organizativa institucional, que busca lograr un entendimiento e integración de dichas comunidades a la vida socioeconómica provincial.
En función de ello, el modelo institucional neuquino debería servir como ejemplo útil para el resto de las provincias productoras en el abordaje de sus políticas provinciales hidrocarburíferas y búsqueda de diversificación de sus matrices productivas regionales basándose en el principio del federalismo de coordinación, complementación y cooperación entre Nación y provincias.
La Ley Bases introdujo diversas modificaciones en la Ley 17.319 de Hidrocarburos. Uno de los cambios más sustanciales fue el que afectó al artículo 6, que históricamente privilegió las necesidades de abastecimiento del mercado interno por sobre la exportación de petróleo y gas. El objetivo del Gobierno, mediante estas modificaciones, fue poner en pie de igualdad al mercado interno y el de exportación. Frente a este escenario, en el último episodio de Dínamo, un nuevo espacio de streaming impulsado por EconoJournal para fomentar el debate en materia de energía, Juan José Carbajales, Nicolás Gadano y Javier Rodríguez Galli advirtieron sobre los cambios que introduce la nueva normativa y el impacto que tendrá en el sector.
Carbajales aseguró: “Estamos ante un cambio disruptivo en la regulación, cuyas dimensiones todavía no tomamos. La Ley de Bases, que tardó seis meses en salir, tiene un capítulo que es una revolución copernicana. Pasamos a privilegiar la seguridad de abastecimiento, a maximizar la renta y derogamos toda indicación a la búsqueda del autoabastecimiento. Cuando hablamos del artículo 6 se trata de eso, de producir mis propios recursos, con mis fuentes, para satisfacer mi propia demanda”.
El ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación planteó que ahora la nueva regulación impulsa la libre exportación y libre fijación de los precios. No obstante, remarcó que “hay restricciones. La primera es la no objeción, pero también en estos seis meses de peloteo entre las cámaras legislativas desapareció el artículo que decía que las empresas estatales (YPF y Enarsa) iban a fijar sus precios de comercialización de productos. Decía que iban a ir a la paridad de exportación o importación, según sea el caso. Y eso desapareció. Era lo que marcaba el ir a pleno acople con los valores internacionales. Y eso no está hoy”.
Sobre este punto, Gadano sostuvo que esta cuestión estaba presente en la redacción original de la Ley Bases y consideró: “Para mí era una respuesta vulgar y mal diseñada a un problema que tenemos que es el uso habitual de YPF como una herramienta de fijación de precios. Algo que es malo para la petrolera y para los hidrocarburos. Era una barbaridad que en una Ley de Congreso se fije la política de precios de una compañía”.
Intervención sobre los precios
El artículo 6 es fundamental porque establece cuándo el Estado puede intervenir el Estado sobre los precios locales de petróleo. En la Ley Bases se establece que “el Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno (…) los permisionarios, concesionarios podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, (aunque) sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía”.
Una vez que se reglamente, se detallará cómo funcionará el proceso para que las empresas refinadoras puedan objetar un contrato de exportación de petróleo presentado por una compañía productora. Las refinadoras contarán con un plazo de 30 días para hacerlo y tendrán que fundar técnicamente su planteo.
Sobre la no objeción, Carbajales marcó que la reforma del artículo 6 le sigue dando al que hace la política pública un cierto grado de discrecionalidad. A su vez, reparó en la demora en la reglamentación en los artículos vinculados a la Ley 17.319 y planteó que “si bien es un plazo corto, de 30 días, es llamativo que ese artículo todavía no haya sido reglamentado. Esta demora indica que la no objeción no es una pavada, que hay que tener algún mecanismo de amortiguación”.
“Hay volatilidad. Si uno va a precios internacionales, a libre exportación, a contratos a largo plazo, a ser tomador de precios, después va a poder trasladar eso al surtidor, a la tarifa. Ahí se están jugando muchas cosas. Y eso demora la resolución”, puntualizó el ex subsecretario de Hidrocarburos.
Galli también analizó el impacto de la no objeción y expresó que “debe operar como una restricción excepcional de última instancia. Todo el espíritu normativo es de una profunda liberalización. No hay que tentarse con el decreto reglamentario y querer ir a una norma de ejecución. Se tienen que preservar los principios de la ley de libre comercialización y exportación. La política pública deberá establecer los mecanismos para realizar esa transición”.
RIGI: ¿Qué pasa con Neuquén?
En el debate, que puede verse en YouTube, Carbajales advirtió que el artículo 6 tiene otra derivación que está pasando por debajo del radar. En ese sentido, exhibió que cuando estaba en agenda la discusión sobre instalar el puerto de Gas Natural Licuado (GNL) en Bahía Blanca o Río Negro, uno de los temas era que sin RIGI no se iban a materializar esas iniciativas y que las provincias iban a tener que adherir. “El proyecto de GNL es integral, pero está faltando el origen que es la provincia de Neuquén que al día de hoy no adhirió al RIGI porque, y lo ha expresado públicamente el gobernador, están esperando la reglamentación del artículo 6”, remarcó el titular de la Consultora Paspartú.
¿Por qué esto es importante para la provincia si la exportación la maneja la Nación? Carbajales explicó que cuando uno exporta debe pagar derechos de exportación y eso reduce el precio percibido y las provincias cobran menos regalías. También que “otra lectura podría ser que si esa reglamentación se pone muy intervencionista puede llegar a ralentizar la producción en Vaca Muerta, por la no objeción”, destacó
Maximizar la renta
La modificación del artículo 6 plantea dejar de lado la primacía del suministro del mercado interno de petróleo y gas por sobre el de exportación. A su vez, entre sus objetivos, está la particularidad de maximizar la renta.
“Las dueñas de los recursos son las provincias y en particular una, Neuquén, por eso yo no entiendo lo que se agregó en la Ley de que una de las metas sea maximizar la renta. Que Neuquén, en su ley provincial, tenga como objetivo maximizar la renta de su recurso lo entendería, pero la política energética de un país tiene objetivos de seguridad energética, asequibilidad, medio ambiente, no de maximizar la renta. Porque maximizar la renta lleva a una combinación de P×Q que no es competitiva. Que es un Q más bajo y un P más alto. ¿Por qué esto sería bueno para la política energética nacional que tiene que velar por, en condiciones razonables de eficiencia y competencia, que el costo de la energía para el país sea el más bajo posible y no el más alto?”, cuestionó Gadano.
Regalías
Rodríguez Galli habló sobre las discusiones que se abren respecto a los cambios que propone la Ley Bases y aseveró: “Hay una discusión sobre las regalías. Yo creo que en el momento de la reforma de la Ley 27.007 en 2014, antes del desarrollo de Vaca Muerta, fue muy importante la estabilización del govermental take, es decir, la parte que se lleva el gobierno de la renta petrolera. Esa discusión, que fijaba las regalías al 12%, daba mucha tranquilidad. Hoy reabrimos una discusión que estaba cerrada porque ahora estamos yendo a un esquema de regalías del 15%, pero en las nuevas concesiones las regalías van a ser las de su adjudicación. Se va a abrir una caja de Pandora”, advirtió.
¿Qué podría llegar a pasar? Galli aseguró que se deben separar las viejas concesiones de las nuevas. “Cuando vengan las nuevas concesiones entrará la formula nueva de regalías. Ahí es donde se va a tener que negociar con cada provincia ese 15% más, menos y se va a competir por ese diferencial. Esto le quita seguridad jurídica”, marcó.
Gadano sumó que el ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, fue una de las personas que más influyó en la redacción de la Ley Bases y que tiene una visión muy distinta, a lo que está planteado, respecto a las prórrogas, a cómo otorgar las concesiones, los permisos. “Me parece que esto introdujo cierto ruido en el govermental take. Lo que entró en la nueva Ley es una idea económica distinta que plantea que se compita al momento de pedir el permiso, cuando hay muy poca información. Que se compita ofreciendo regalías para que una parte mayor de esa renta se la lleve el Estado». Es una visión teórica que rompe con la tradición. Me pregunto si las provincias lo van a llevar adelante”, consideró Gadano.
El rol del Estado
Gadano resaltó que el mercado de gas natural y del petróleo tienen una manera de funcionar distinta y que, hasta el momento, todo parece haberse discutido en función del petróleo. “Hubo un momento en el que nos volvimos deficitarios en gas desde que cayó la producción convencional y la Argentina tuvo que recurrir al Plan Gas. En todos esos casos, el Estado tuvo que intervenir en la fijación de precios. Aun cuando avancemos a un escenario de mayor producción de gas, el mercado de gas argentino por la configuración de los gasoductos, por el cómo se transporta el gas de las compañías, demandará más tiempo hasta lograr ser competitivo”, aseguró.
Frente a esto, Gadano opinó: “Ojo que una legislación muy pro competencia y de exportación de la cadena del crudo y los derivados no es lo mismo que la del gas en la que creo que el Estado Nacional tiene que tener más facultades. Más allá de que uno tenga una visión exportadora, va a llevar más tiempo. Son mercados distintos”.
El gobierno inauguró este lunes las obras del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que unen el Gasoducto del Centro con el Gasoducto del Norte, que forman parte de la Reversión del Norte. Según precisaron fuentes oficiales, el ducto ya se encuentra inyectando gas de Vaca Muerta hacia el norte del país.
La obra, que fue llevaba a cabo por a UTE Techint-SACDE y ejecutada por Enarsa, resulta clave puesto que permite revertir el sentido del flujo de gas y brinda la posibilidad de transportar hasta 15 millones de metros cúbicos (m3) de gas para cubrir la demanda de la región centro y norte del país y reemplazar el gas que se importaba desde Bolivia.
De la inauguración participaron el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Economía, Luis Caputo; y el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora; junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; y el CEO de Sacde, Damián Mindlin,
“De esta manera, la Argentina se ahorrará divisas por 1.000 millones de dólares anuales. Además, potenciará el desarrollo nuevas actividades industriales como la minería de litio; y, en una segunda etapa, podrá exportar el gas nacional hacia otros países de la región”, destacaron desde el gobierno.
La obra
La obra contempló el desarrollo de un gasoducto de 36 pulgadas, desde la ciudad de La Carlota hasta Tío Pujio, en la provincia de Córdoba. Representó una inversión de 740 millones de dólares, de los cuales 540 millones fueron financiados por un préstamo de la CAF.
Guillermo Francos aseguró: “La Argentina eligió dónde invertir 700 millones de dólares para que eso revierta en más riqueza. Con el gas seguro, no intermitente, se va generar un bienestar que hasta el momento no teníamos. Vamos a usar nuestro gas a un tercio del valor que usábamos hasta el momento para importar”.
Caputo destacó que “desde el Ministerio de Economía trabajamos junto a las empresas privadas para destrabar el primer tramo de la obra que estaba sin adjudicar y los otros dos tramos que ni siquiera se habían licitado. Vamos a recuperar el autoabastecimiento energético que fue destruido por la gestión anterior”.
“La Argentina está viendo como el enorme potencial de Vaca Muerta puede llegar no sólo a Córdoba, sino a provincias del norte, sustituyendo energía que ya no teníamos porque, lamentablemente, la cuenca del noroeste se fue debilitando. Por esta obra se va a transportar el 10% del gas generado por la Argentina y gracias a este gasoducto tenemos gas y energía eléctrica para muchísimos años”, explicó Daniel González.
Impacto
Llaryora indicó: “Este gasoducto representa mucho para el argentino. A los cordobeses nos va a permitir garantizar un precio menor para nuestras industrias, salir de la intermitencia. Bolivia en un par de años ya no va a ser un proveedor fiable”.
Damián Mindlin expresó: «Hoy estamos viviendo una inauguración histórica. Le damos fin a un hecho sin sentido. La Argentina importó 20.000 millones de dólares de gas boliviano en los últimos 20 años, cuando podíamos abastecer el norte con el gas de Vaca Muerta, con trabajo argentino, con inversiones en nuestro país y sin dilapidar divisas. El sector energético necesita y requiere más proyectos como este para alcanzar su máximo potencial, que le permita exportar su energía al mundo y contribuir al crecimiento económico del país».
La reversión
De la inauguración de las obras también participaron la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; directivos de Enarsa; el vicejefe del Gabinete del Interior, Lisandro Catalán; el diputado nacional por Córdoba Gabriel Bornoroni; el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin; y el director de Operaciones de Techint, Alejo Calcagno, entre otros.
Entre las principales tareas, las obras de la Reversión incluyeron la construcción de un gasoducto de 122,8 kilómetros de 36 pulgadas de diámetro entre La Carlota y Tío Pujio para conectar los Gasoductos Centro-Oeste y Norte, y dos ampliaciones (loops) entre Tío Pujio y Ferreira de 64 kilómetros, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro.
Los trabajos se completarán con la automatización de cuatro plantas compresoras ya existentes (Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra), que se realizarán en el primer semestre de 2025.
NEUQUÉN.- Acompañada por 130 gendarmes, la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, llegó este lunes a Neuquén para presentar el Comando de Seguridad Productiva para Vaca Muerta que buscará evitar cualquier tipo de bloqueo que afecte a la producción de la Cuenca Neuquina.
Afirmó que las fuerzas nacionales estarán a disposición del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y dijo que “si pide ayuda para liberar rutas, iremos. Va a tener la posibilidad de evitar cortes que afecten la producción de Vaca Muerta”.
La ministra llegó en un convoy junto al ministro de Defensa, Luis Petri, y el de Justicia, Mariano Cúneo Libarona, en medio de un gran despliegue que contó con la presencia del Ejército, Gendarmería y la Policía Federal y que tuvo como epicentro el Batallón de Ingenieros de Montaña VI de Neuquén.
“Hemos firmado una resolución con el gobierno provincial para trabajar en equipo y en conjunto. Esto no es para imponer, es para ayudar al orden público, a la producción y a la dinámica de esta provincia tan importante”, expresó Bullrich en el discurso que dio frente a las autoridades militares y de cara a los gendarmes recién llegados.
Con miras a evitar cualquier tipo de parate en la producción, la ministra recalcó varias veces que el trabajo del Comando –creado en junio bajo la Resolución 499- será consensuado con el gobierno provincial. Una cuestión obvia si se tiene en cuenta que toda la jurisdicción de Vaca Muerta se encuentra rodeada de rutas provinciales como la 5, 6, 7, 8 y la 17 y que el accionar de las fuerzas federales solo quedaría limitado a la Ruta 22, la 151 y a los puentes carreteros que unen Neuquén con Río Negro.
Blindaje a Vaca Muerta
“Queremos asegurar el crecimiento energético en nuestro país, que en la Argentina nunca más tengamos que importar petróleo o gas y que esta región se pueda desarrollar en todo su potencial”, expresó Bullrich. “Que las empresas y las industrias tengan la certeza de que están protegidas”, agregó.
La ex candidata presidencial del PRO, instó al sector privado y a la sociedad civil a apoyar la presencia del Comando especial y pidió a los petroleros que “estén de la mano de los gendarmes porque no son enemigos, son amigos que trabajan para que la Argentina crezca”.
La expresión hacía clara alusión al secretario de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, quien había sido el primero en alzar la voz y había pedido a los trabajadores “presentar batalla” contra el Comando de Bullrich y “rechazar la idea de llenarnos de milicos para asustarnos”.
Consultada por EconoJournal, la ministra de Seguridad sostuvo que “las rutas provinciales son responsabilidad de la provincia, pero si el gobernador pide ayuda, iremos, porque hemos firmado convenios para la colaboración”. En relación a los bloqueos que la Confederación Mapuche realizó en los accesos a las plantas de tratamientos de residuos peligrosos no descartó la intervención de Gendarmería y afirmó que “se analizará cada caso. Ahora él (Figueroa) va a tener a disposición la posibilidad de evitar estas situaciones que generan problemas importantes en la producción”.
Luis Petri, Patricia Bullrich y Marianao Cúneo Libarona en la presentación de los gendarmes del Comando de Seguridad Productiva.
Alojamiento temporario
Los 130 gendarmes, que ya están en Neuquén desde la semana pasada, permanecerán alojados momentáneamente en el cuartel del Batallón VI, precisó Bullrich luego de agradecer a la sede neuquina del Ejército. La ministra aclaró que están buscando un nuevo lugar entre las localidades rionegrinas de Allen y Fernández Oro para que se instalen “de forma definitiva” y, además, aseguró que también montarán un destacamento en Añelo “para estar más cerca de esa zona”.
No quedó en claro si finalmente la titular de la cartera de Seguridad pudo obtener la ayuda que había pedido a los empresarios petroleros en el almuerzo del Club del Petróleo, en septiembre pasado, cuando les solicitó un lugar para alojarlos. Tampoco cómo se financiarán los operativos, en caso de que la provincia de Neuquén pida asistencia a Nación.
Sobre este punto, Econojournal consultó a la vicegobernadora de Neuquén, Gloria Ruiz, quien manifestó que “nos vamos a interiorizar sobre el protocolo luego. Los gendarmes se van a desplegar de acuerdo a la necesidad, pero desconozco cómo se van a costear los operativos”.
Los 130 gendarmes se alojarán en el cuartel de Neuquén y tendrán un destacamento en Añelo.
A puertas cerradas
El exclusivo acto se realizó a puertas cerradas y sin acceso a la prensa. Solo podían ingresar funcionarios nacionales, provinciales y municipales previamente anotados en una lista custodiada por Gendarmería, en la que figuraban unas 40 personas y donde también se leían los nombres de representantes de varias operadoras petroleras e intendentes de localidades petroleras como Añelo o Cutral Co.
El gobernador Rolando Figueroa no asistió a la presentación, pero sí lo hizo a una quema de droga posterior que organizó la ministra. En su lugar fue la vicegobernador Gloria Ruiz -quien también fue la encargada días atrás de recibir a la vicepresidenta Victoria Villarruel – junto al ministro de Seguridad provincial, Matías Nicolini.
Tampoco estuvieron las autoridades municipales, que desde la semana pasada protagonizan un altercado con Nación por la venta del Parque Jaime de Nevares, un espacio que había sido intercambiado por la cárcel de Senillosa en la gestión de Mauricio Macri y que ahora figura entre las propiedades que el gobierno nacional busca rematar. “Hay mucho enojo”, sostuvo una fuente consultada.
En el palco se pudo ver a los referentes locales de la Libertad Avanza y al ex secretario de Culto, Francisco Sánchez –que no figuraba en la lista de invitados, pero que pudo entrar-.
Grupos terroristas
“Este convenio ratifica el rumbo que asumimos con la presidencia de Javier Milei”, expresó Petri durante su discurso sobre el acuerdo con la provincia de Neuquén. El titular de la cartera de Defensa habló de “amenazas” y dijo que «en nuestra región se disputan los recursos naturales. Hay presencia de organizaciones terroristas y organizaciones transnacionales. Tenemos que organizar al Estado y utilizar todos los recursos disponibles para garantizar la seguridad”.
Los dichos de Petri resonaron entre los presentes como una declaración hacia los grupos mapuches. Luego el ministro aclaró que se refería a Hezbolá y Hamás, para finalmente agregar que planteará la modificación del decreto de Defensa Nacional “para que las fuerzas federales puedan intervenir cuando consideren que hayan “amenazas terroristas”.
Las elecciones presidenciales en los Estados Unidos definirán esta semana una nueva gradualidad en el giro hacia el proteccionismoindustrial emprendido por la principal potencia mundial. La industria energética navega sobre esa certeza a la vez que pone el ojo en cómo el resultado electoral puede influir en las relaciones comerciales y diplomáticas de EE.UU. con China y Rusia, fundamentales para el comercio global de hidrocarburos.
La nueva gradualidad se jugará principalmente en la política comercial. El ex presidente y candidato por el Partido Republicano, Donald Trump prometió aplicar un arancel general sobre las importaciones. La vicepresidenta y candidata por el Partido Demócrata, Kamala Harris busca elevar a un nuevo nivel las políticas de industrialización en sectores considerados estratégicos, como el de energías verdes y el de microchips, implementadas en la presidencia de Joe Biden.
En paralelo, la industria energética se pregunta qué futuro le depararía a la agenda de transición energética en una eventual presidencia de Trump, un tema que es especialmente sensible para la industria minera, dada la necesidad de certezas para motorizar inversiones en exploración y producción de minerales críticos.
A continuación, las cuatro claves para la industria energética en las elecciones presidenciales en los Estados Unidos.
1 – Aranceles
Los impuestos a las importaciones se transformaron en el tópico económico central de esta carrera presidencial visto desde la óptica del sector empresarial. Mientras que el aumento en el costo de vida producto de las tasas de interés es el tema económico que domina la conversación en los hogares estadounidenses, el sector empresarial presta mayor atención a qué harían Harris o Trump en materia comercial con el resto del mundo y en especial con China.
El candidato republicano prometió que aplicará un arancel del 20% sobre todos los bienes de todos los países y una tasa más alta del 60% sobre las importaciones chinas. También se ha comprometido a imponer un arancel del 100% a todos los automóviles que crucen la frontera con México. «Cuanto más alto sea el arancel, más probable será que la empresa venga a Estados Unidos y construya una fábrica aquí, para no tener que pagar el arancel», razonó Trump.
La candidata demócrata cuestionó que el arancel general propuesto por su rival funcionaría como un “impuesto sobre las ventas” equivalente a unos 3900 dólares en gastos adicionales por año para las familias estadounidenses.
No obstante, la campaña oficial de Harris sugiere que mantendrá los aranceles existentes y que podría aplicar nuevos impuestos a las importaciones para blindar inversiones en sectores considerados estratégicos. “La vicepresidenta Harris no tolerará prácticas comerciales desleales de China o de cualquier competidor que socave a los trabajadores estadounidenses”, indica la web oficial de su campana. Biden aplicó este año aranceles a la importación de vehículos eléctricos, paneles solares y otros ítems provenientes de China.
El Fondo Monetario Internacional alertó que la imposición de nuevos aranceles puede llevar a una guerra comercial amplia entre las economías más grandes del mundo, con una consecuente caída en el PBI mundial. «Si se aplica un desacoplamiento muy serio y un uso a gran escala de los aranceles, se podría terminar con una pérdida del PBI mundial cercana al 7%«, dijo la subdirectora gerente del FMI, Gita Gopinath.
En lo que respecta al sector energético, una mayor confrontación comercial con China generaría tensiones en el mercado global de gas natural licuado (GNL). El mercado chino representa hoy el 4% de las exportaciones de gas natural licuado de EE.UU y las empresas chinas tienen contratos de suministro a largo plazo por casi 28 millones de toneladas de GNL por año, siete veces más de lo que compraron el año pasado. Los contratos le confieren poder a China para revender los cargamentos de GNL e influir sobre los precios internacionales.
2 – Sanciones a Rusia
Las sanciones económicas contra Rusia a raíz de la invasión y guerra en Ucrania son un tópico particularmente relevante para la industria de los hidrocarburos. Trump no solo presiona a Ucrania para que alcance un acuerdo con Rusia sino que también se manifiesta en contra del sostenimiento de las sanciones, entre las cuales esta la importación de combustibles rusos.
El ex presidente dijo que si gana las elecciones logrará una solución “rápida” al conflicto militar si existe voluntad entre las partes. El presidente ucraniano, Volodymyr Zelenskyy intentó limar asperezas con Trump en una reunión en Nueva York en septiembre, pero fue en vano. Trump insólitamente lo culpó de haber iniciado la guerra con Rusia. «Eso no significa que no quiera ayudarlo porque me siento muy mal por esa gente. Pero él nunca debió haber permitido que esa guerra comenzara. La guerra es una derrota», dijo Trump en octubre.
Un acuerdo de paz también supondría el levantamiento de las sanciones económicas según el razonamiento del ex presidente. Su principal argumento en contra de las sanciones es que atentan contra la utilización de la moneda estadounidense en el comercio global. “Fui un usuario de sanciones, pero las pondría y las quitaría lo más rápido posible porque en última instancia matan al dólar y matan todo lo que el dólar representa y tenemos que seguir teniendo la moneda mundial”, dijo Trump en un evento en el Club Económico de Nueva York.
Estados Unidos prohibió las importaciones de petróleo, productos refinados y gas natural licuado provenientes de Rusia. El gobierno también promulgó este año una ley para restringir la importación de uranio enriquecido en Rusia.
Las compañías energéticas y las petroleras estadounidenses en particular han decidido salir de Rusia debido a las sanciones, aunque hay excepciones. La principal compañía de servicios de campo del mundo, SLB aún mantiene sus operaciones en Rusia gracias a un permiso general del Departamento del Tesoro que permite procesar las transacciones económicas relacionadas con la industria energética. Este permiso fue cuestionado recientemente por 52 diputados de los dos partidos en un carta remitida a la administración Biden.
3 – Demanda de minerales críticos
La industria minera se pregunta qué futuro le espera a la agenda de transición energética en una eventual presidencia de Trump. Por lo pronto, hay dos variables que hacen difícil cualquier intento en el Congreso por desarmar la Ley de Reducción de la Inflación (IRA por sus siglas en inglés), el pilar legislativo de la administración Biden en materia de transición energética. Pero más allá de la ley IRA, existe un consenso bipartidario como nunca antes sobre la necesidad de impulsar la minería doméstica y en países aliados para reducir la dependencia con China.
Trump criticó la ley IRA en reiteradas oportunidades y prometió que no gastará ni un dólar más de los miles de millones que asigna para distintos programas. Sus críticas al impulso de los vehículos eléctricos hacen pensar que buscará limitar el programa de créditos fiscales para los compradores de coches eléctricos. No obstante, el Partido Republicano debería obtener un resultado contundente para hacerse con las mayorías en las dos cámaras del Congreso para modificar o derogar leyes. Otra limitante política es que varios estados gobernados por el Partido Republicano se han visto beneficiados con inversiones generadas por la ley IRA.
La ley también asigna recursos para que el gobierno otorgue préstamos para proyectos de minerales críticos. Trump y Harris se han pronunciado a favor de impulsar la minería doméstica. La candidata demócrata dijo que el país debe crear una reserva nacional de minerales críticos. “El aumento de la producción nacional se combinará con medidas innovadoras y sostenibles para construir cadenas de suministro de minerales críticos más sólidas junto con nuestros aliados y socios, incluso incentivando inversiones que amplíen la producción estadounidense y aliada de estos recursos”, informó la campaña de Harris. Los demócratas ya vienen explorando opciones para incentivar las inversiones, como ofrecer precios sostén a proyectos domésticos de minerales críticos que sean competitivos.
4 – Pausa al GNL
La administración Biden impuso este año una pausa temporal en el otorgamiento de nuevos permisos deexportación de gas natural licuado. El Departamento de Energía argumenta que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a otorgar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. La ley también indica que los criterios para definir el interés público deben ser actualizados. El próximo gobierno tendrá la capacidad de definir el contenido de esos criterios.
La secretaria de Energía, Jennifer Granholm estimó que la pausa finalizaría en marzo de 2025. Trump adelantó que le pondría fin y reiniciaría las aprobaciones inmediatamente después de asumir el cargo. Menos clara es la posición de la vicepresidenta Harris, lo que podría indicar retrasos en los proyectos de exportación que no cuentan con las autorizaciones necesarias.
EE.UU. actualmente tiene una capacidad de licuefacción de poco más de 14 bcf por día. Hay proyectos en construcción por 12 bcf y otros 22 bcf que fueron aprobados por el Departamento de Energía pero que tienen pendientes una decisión final de inversión (FID). El gobierno aclaró que ninguno de estos 48 bcf de capacidad de exportación están alcanzados por la suspensión de permisos.
Exar, la empresa argentina dedicada al desarrollo y producción de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, anunció la emisión de la primera Obligación Negociable (ON) en el mercado del litio, con calificación AA estable de Moody’s y Fix. La licitación se realizará el próximo 7 de noviembre y lo recaudado será destinado a financiar principalmente capital de trabajo y/o refinanciación de pasivos para el financiamiento del giro comercial del negocio, según precisaron desde la compañía.
La empresa está conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE) en calidad de accionistas y concentra sus operaciones en el Salar Cauchari-Olaroz, en la provincia de Jujuy, Argentina, donde desarrolla el “Proyecto Cauchari-Olaroz”.
Emisión
Los instrumentos a licitar cumplen con las siguientes características:
CLASE I: moneda de pago dólar, plazo de 3 años con tasa de interés fija.
CLASE II: dólar linked, plazo de 2 años con tasa de interés fija.
Para ambas clases el monto mínimo de suscripción es de 100 dólares estadounidenses.
En esta operación, los Bancos Santander e ICBC actuarán como organizadores y colocadores, en tanto que Banco Galicia, Banco BBVA, Macro Securities, Banco Comafi, Balanz, Banco Mariva, Banco Supervielle, Puente, Allaria, Invertironline, TPCG, MAX Capital, Global Valores, Neix, Cohen y otros), actuarán como colocadores, según precisaron.
Capacidad
La compañía cuenta con una capacidad de 40.000 toneladas anuales de carbonato de litio calidad batería. En la actualidad, la planta se encuentra en la fase de inicio productivo, y espera producir entre 20.000 y 25.000 toneladas este año.
“Exar cuenta con una sólida posición competitiva en el mercado del carbonato de litio, el respaldo de sus accionistas y una sólida y creciente generación de flujo de fondos. Además, la empresa opera con proyecciones sólidas en cuanto a la generación futura de flujos”, remarcaron desde la minera.
La etapa inicial de exploración y prospección en el Salar de Cauchari-Olaroz comenzó en 2009, período durante el cual se llevaron a cabo numerosos estudios de prefactibilidad, factibilidad y estudios de impacto ambiental. Una vez obtenidos los permisos de operación se inició la construcción de la planta de Exar que demandó una inversión de 979 millones de dólares.
En su pico de trabajo, este proceso empleó a más de 3300 personas de manera directa. Actualmente, el proyecto cuenta con más de 2100 colaboradores entre directos e indirectos, de los cuales más del 60% reside en la Provincia de Jujuy, y el 30% lo hace en comunidades aledañas, convirtiéndose de esa manera en un motor fundamental para el desarrollo regional.
El gobierno decidió que los precios de la energía aumenten este mes en línea con la inflación, independientemente de la situación particular de cada mercado. Los combustibles treparon un 3%, la electricidad 2,5% y el gas natural por redes un 2,7%. En estos dos últimos servicios, se ajustó el componente destinado a las distribuidoras, mientras que el precio mayorista se mantuvo constante en el gas y retrocedió en términos reales en la electricidad.
Luego de la salida de Eduardo Rodríguez Chirillo, el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, les anticipó a las distribuidoras que las tarifas van a acompañar la inflación, pero por ahora no habrá recomposiciones adicionales. Por ese motivo, se frenó el proceso de Revisión Quinquenal Tarifaria que tenía por objetivo autorizarles un incremento mayor antes de fin de año.
Electricidad
En línea con esa pauta, el gobierno publicó el viernes la resolución 19/2024 que mantuvo sin cambios el precio mayorista de la energía eléctrica con respecto a octubre. “Establécese, para el período comprendido entre el 1° de noviembre de 2024 y el 30 de abril de 2025 (…) la aplicación de los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el MEM establecidos en el Anexo I (IF-2024-105442451-APN-DNRYDSE#MEC) de la Resolución Nº 283 de fecha 27 de septiembre de 2024 de la Secretaría de Energía”, dice la norma.
Según cálculos de la consultora Economía & Energía, ese congelamiento del precio mayorista deriva en una contracción del precio de la energía de 3,3% en pesos constantes y de 2% en dólares.
No obstante, para el usuario igual la tarifa aumenta porque si bien el precio mayorista de la energía se mantiene congelado, lo que sube un 6% es el componente destinado a las distribuidoras, que representa aproximadamente un 30% de la factura. Por ese motivo, la tarifa final de electricidad que pagan los usuarios sube 2,5%.
Lo que busca el gobierno con esta recomposición del margen de distribución es que las empresas no dejen de pagarle la energía a Cammesa para compensar la caída real que podrían sufrir en el VAD si es que se les congelara ese ingreso.
Gas natural
El gobierno ajustó la semana pasada a través de la resolución 18/2024 un 2,1% nominal el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Ese ajuste implica que se mantiene constante en dólares, mientras que el Valor Agregado de Distribución que perciben las empresas subió 3,5%. Debido a ello, la tarifa final que paga el usuario subió este lunes un 2,7% por una recomposición del margen de distribución.
No obstante, en las resoluciones publicadas este lunes en el Boletín Oficial solo aparece la tarifa para los usuarios N1. El cargo fijo mensual es igual para todos los usuarios, pero el cargo variable no. Por lo tanto, si los usuarios de ingresos bajos (N2) e ingresos medios (N3) quieren saber cuánto pagan por m3 de gas natural lo tienen que calcular siguiendo los pasos que detalló EconoJournal en junio.
La capital paraguaya se convirtió en el centro de la agenda energética de América Latina y el Caribe con la realización de la LIV Reunión de ministros y ministras de Energía organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El encuentro congregó a representantes de 20 delegaciones ministeriales de la región para debatir los desafíos y avances del sector energético.
El encuentro brindó a los países miembros un espacio para evaluar la transición energética y proponer estrategias conjuntas, según destacaron desde la organización.
Acuerdos
Entre los acuerdos alcanzados se destacan i) la creación de un Consejo Regional de Planificación y ii) la adopción de una meta regional de eficiencia energética. Además, iii) se pactó detener la construcción de nuevas plantas carboeléctricas iv) se estableció un Grupo de Trabajo de Energía Nuclear para fortalecer la colaboración en ese ámbito. Por último, v) se indicó el apoyo y solidaridad con los países que enfrentan cortes de suministro eléctrico, reafirmando el compromiso de la región con el apoyo mutuo.
“La LIV Reunión de ministros y ministras de Energía reafirma la importancia de la unidad y la cooperación entre las naciones de América Latina y el Caribe para enfrentar los retos energéticos actuales y avanzar hacia un futuro más sostenible e inclusivo”, aseguraron.
CAF – Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firmaron un Convenio de Cooperación Técnica de dólares para impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. El acuerdo tiene como objetivo contribuir a la transición energética justa a partir del aprovechamiento de los recursos gasíferos mediante la optimización y expansión de la infraestructura de transporte de gas natural.
Desafíos actuales y futuros en la región
En las últimas décadas, el panorama energético ha evolucionado con la incorporación de nuevas fuentes de aprovisionamiento y tecnología de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Chile, la Argentina y Brasil. El desarrollo de yacimientos no convencionales, como la formación de Vaca Muerta en la Argentina, y el impulso de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas de Brasil, han abierto nuevas oportunidades y retos en el sector energético. Además, a partir de los años 2000, el desarrollo mundial del mercado de GNL impulsó en la región la instalación de plantas de regasificación en Chile, Argentina y Brasil para asegurar un suministro energético constante.
«La integración energética regional es un pilar fundamental para el desarrollo sostenible de América Latina. Esta alianza con OLADE nos permite aunar esfuerzos para crear una red energética más robusta y eficiente que beneficie a todos los países involucrados», aseveró Antonio Silveira, gerente de Infraestructura Física y Transformación Digital de CAF.
El secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) destacó: «En OLADE, nos enorgullece formalizar este convenio de cooperación con CAF. Esta alianza estratégica marca un hito en nuestro compromiso de impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo no solo fortalece nuestra colaboración interinstitucional, sino que también subraya nuestra visión compartida de avanzar hacia una transición energética justa y sostenible.»
Alianza
El proyecto de integración gasífera regional impulsado por CAF y OLADE buscará la creación de un balance de gas regional que optimice el uso de la infraestructura existente y proyectada. Además, se trabajará en escenarios de convergencia regulatoria que permitan una planificación estratégica adecuada a las necesidades energéticas y económicas de cada país, con el fin de superar las barreras históricas y avanzar hacia una integración más equitativa e inclusiva, que permita a todos los países de la región beneficiarse de una red energética eficiente y segura.
El trabajo se dividirá en cinco fases, cada una de las cuales culminará con una instancia presencial de validación y consenso por parte de los actores relevantes: (i) revisión y consolidación de estudios disponibles, (ii) elaboración de proyección de oferta y demanda, (iii) optimización de la infraestructura existente, (iv) optimización con nuevas infraestructuras y (v) elaboración de perfiles de proyecto.
«Este convenio marca un hito en nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva. El gas natural jugará un papel crucial como energía de transición, permitiendo reducir emisiones mientras aseguramos el acceso a energía confiable y asequible para todos», destacó Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF.
La firma del convenio tuvo lugar en Asunción, Paraguay, en el marco de la IX Semana de la Energía, encuentro que reúne a los principales actores energéticos regionales para discutir los desafíos y oportunidades en la transformación del sector
Saavedra Seguridad Industrial es una empresa distribuidora y mayorista oficial de elementos de Protección personal (EPP), indumentaria de trabajo y seguridad ambiental, con 20 años de trayectoria. La compañía se encarga de brindar sus servicios a distintos segmentos productivos de la Argentina como la industria petrolera, minera y de la construcción. En diálogo con EconoJournal, Gisela Gómez Vega, responsable comercial de la firma, explicó: “Nosotros abastecemos a las diferentes industrias, y en especial al sector energético, brindándoles indumentaria de trabajo, calzado de seguridad y herramientas de señalética para garantizar la seguridad en los puestos de trabajo”.
Se trata de una empresa de origen nacional que tiene su casa central en Mendoza. En el último tiempo la compañía decidió expandirse y abrió sucursales en Neuquén, San Juan y Salta para posicionarse como un proveedor clave tanto para la industria minera como la del Oil & Gas.
“Trabajamos con las primeras marcas. Queremos que nos conozcan porque tenemos como meta crecer en Neuquén. Deseamos ampliarnos en la región de Vaca Muerta”, aseguró Gómez Vega.
Posicionarse en Vaca Muerta
La responsable comercial de la compañía aseveró: “La idea es posicionarnos en Vaca Muerta. Queremos ofrecer nuestros servicios. Este sector es muy alentador porque hay muchas oportunidades, mucho para ofrecer, y eso nos da esperanza de poder trabajar a futuro”.
Saavedra Seguridad Industrial ofrece diversos productos tales como absorbentes de hidrocarburos, accesorios de abrigo corporal, bandejas antiderrames, productos ergonómicos, instrumentos de medición (como alcoholímetros y medidores de gases), protección auditiva, protección contra el agua, contra incendios y mangas para protección de brazos, entre otros.
A su vez, brinda elementos de protección craneana, como arneses, cascos y gorras con casquete. También, protección de mano (diferentes tipos de guantes), y protección de piel para los trabajadores de la industria.
Seguridad en las operaciones
Gómez Vega aseveró: “Nosotros no sólo vendemos los elementos de seguridad, sino que también brindamos asesoramiento técnico y capacitamos a las empresas in situ. Nos relacionamos con los higienistas y podemos desarrollar productos con el apoyo de nuestros proveedores. Para nosotros no es un número el cliente, sino que lo que queremos es brindar el servicio y se puedan desarrollar nuevas alternativas de cuidados para los empleados”.
La representante de Saavedra Seguridad Industrial detalló que el objetivo de la compañía es brindar soluciones integrales, de forma inmediata. También que, en Mendoza, a lo largo de los años, han logrado posicionarse y que la idea es ubicarse en Neuquén como una empresa confiable.
“Tratamos de hacer alianzas con los clientes y que ellos no sientan que sólo vienen a comprar, sino que sepan que también puedan venir a asesorarse. No se trata de vender solo un casco, sino que la persona sepa para qué es ese casco, que sepa que tiene un vencimiento, una función específica, Eso es muy importante. Que encuentre una solución en nuestra empresa”, advirtió Gómez Vega.
Por último, la responsable comercial indicó que “está todo dicho sobre los elementos de seguridad, pero muchas veces pasa que las personas no encuentran asesoramiento, sobre todo los jóvenes profesionales. Por eso, nosotros damos la posibilidad de desarrollar muestras y ensayos para los productos”.
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene), creada en 2019, celebró su quinto aniversario “reafirmando su compromiso con el desarrollo sostenible de la región”, señaló la entidad en un comunicado.
La Fecene agrupa a las principales cámaras empresarias del sector energético de la provincia de Neuquén, representando a más de 550 empresas y generando un espacio de diálogo y colaboración entre los distintos actores de la industria.
«Nuestra provincia se ha consolidado como un referente energético a nivel nacional e internacional. Fecene tiene la misión de fortalecer este posicionamiento, promoviendo un ambiente de crecimiento y desarrollo para todas las empresas regionales», expresó Mauricio Uribe, presidente de la federación.
«Nuestra visión es clara: ser la federación de cámaras energéticas más influyente de la Argentina, liderando la transición hacia un futuro más limpio y eficiente», afirmó añadió Uribe. «Estamos convencidos de que, trabajando en conjunto, podemos construir un futuro energético más próspero y sostenible para Neuquén y para toda la Argentina«, concluyó.
Estos son los ejes centrales que debatió la Fecene:
Inversiones: La federación trabaja activamente para generar las condiciones necesarias para que las empresas inviertan en la provincia, impulsando el desarrollo de proyectos innovadores y generando empleo de calidad.
Participación en la promoción del desarrollo de las áreas hidrocarburíferas de la provincia: Se asiste a las empresas regionales a través de la firma de convenios con entidades financieras que permitan la inversión intensiva.
Promoción de la innovación: Fecene fomenta la investigación y el desarrollo de tecnologías limpias y eficientes, buscando soluciones energéticas que minimicen el impacto ambiental.
Capacitación de recursos humanos: La federación invierte en la formación de profesionales altamente calificados.
Defensa de los intereses del sector: Fecene representa los intereses de las empresas asociadas ante los distintos niveles de gobierno, buscando políticas públicas que promuevan el crecimiento sostenible de la industria.
Desarrollo sostenible: La federación promueve un modelo energético que sea respetuoso con el medio ambiente y las comunidades locales, buscando un equilibrio entre el crecimiento económico y la protección de los recursos naturales.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró en el Consejo Interamericano del Comercio y la Producción (CICYP) que es el momento de que la petrolera venda su participación en Metrogas y lo justificó a raíz de la baja del riesgo país. Sin embargo, fuentes del sector privado consultadas por EconoJournal aseguraron que no se podrá obtener un precio competitivo hasta que no se realicé la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) que otorgue previsibilidad sobre los ingresos de Metrogas en los próximos 5 años, la cual se va a demorar luego del cambio de autoridades en la Secretaría de Energía.
«Yo no podía vender Metrogas a 2500 puntos de riesgo país. A 900, sí. No era el momento para hacerlo al inicio de la gestión. Estábamos defendiendo el patrimonio de YPF. Ahora, creo que sí es el momento. La vendemos y agarramos la plata y la ponemos en Vaca Muerta”, aseguró Marín. El ejecutivo busca de este modo aprovechar la revalorización en dólares que han tenido los activos argentinos durante los últimos meses.
Fuentes cercanas a YPF aclararon a este medio que Marín ya planteó en otras ocasiones la necesidad de vender Metrogas, pues considera que la distribuidora no está dentro de las actividades que deben formar parte del foco de la compañía, pero señalaron que no hay que esperar una definición inminente sobre el tema.
Especialistas consultados por este medio advirtieron que al momento de una adquisición los potenciales compradores de una empresa regulada como Metrogas suelen tomar en cuenta cuál es su proyección de ingresos. Si bien el gobierno de Javier Milei autorizó una recomposición acelerada de tarifas en lo que va del año, todavía faltar realizar la RQT para terminar de normalizar el sector.
El ex secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, venía trabajando junto a su equipo para realizar las revisiones quinquenales de las tarifas de gas natural y electricidad a fines de este año, pero ese proceso se detuvo luego del cambio de autoridades en la Secretaría de Energía porque en el Ministerio de Economía quieren subordinar los aumentos tarifarios al objetivo macroeconómico de política antinflacionaria. Por lo tanto, se decidió sacar el pie del acelerador.
Eso no significa que no vaya a haber aumentos. El secretario Coordinador de Economía y Minería, Daniel González, les adelantó a las empresas que el gobierno no quiere que se genere un nuevo atraso tarifario. Por lo tanto, hasta que se resuelva la RQT lo más probable es que se vayan otorgando incrementos que acompañen a la inflación.
En este contexto, si Metrogas se pone en venta ahora no habrá mayores certezas de cuáles son las tarifas que la compañía va a percibir en los próximos 5 años, situación que afectará su cotización al momento de definir una venta de acciones. Por ahora, YPF no inició el proceso formal de venta ya que todavía no hay un banco designado para comandar la operación ni un cronograma establecido.
La petrolera argentina controla el 70% de las acciones de Metrogas. Integra Gas Distribution LLC, una sociedad del empresario José Luis Manzano, posee un 9,23%; el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la Anses otro 8,13%; y el restante 12,64% cotiza en la bolsa.
El intento de Aranguren
En enero de 2017, una vez realizada la Revisión Tarifaria Integral que impulsó el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) intimó a YPF para que se desprenda de Metrogas cumpliendo de ese modo con la ley 24.076 que regula al sector. La norma no solo prohíbe que un productor controle a una distribuidora sino también que una distribuidora le compre más del 20% del gas a un mismo productor.
El regulador puso como fecha límite para que se concrete la venta el 31 de diciembre de 2017, pero YPF recurrió esa determinación mediante un recurso administrativo en el área de Legales del Enargas porque aseguró que una fecha tope de venta afectaba el valor de la acción de la distribuidora.
Más allá de la discusión sobre el deadline, la petrolera argentina contrató al Citibank para que lidere la desinversión. En 2017 se inició un concurso público internacional donde varias multinacionales mostraron su interés por la firma. Sin embargo, fuentes al tanto de la negociación aseguraron a EconoJournal que hacia fines de ese año la petrolera dejó trascender que quería mantener un co-control sobre Metrogas, lo cual desalentó a los jugadores extranjeros que se retiraron de la compulsa. Finalmente, el listado de empresas interesadas se redujo a tres grupos locales: Integra de Manzano, CGC de Corporación América y Disvol de Alejandro Macfarlane. Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, inicialmente también había mostrado interés en participar, pero no participó del concurso.
En abril de 2018, luego de que no se prorrogara la Ley de Emergencia Pública que frenaba la aplicación de la ley 24.076, Aranguren insistió para que YPF concretara la venta, pero la compañía siguió demorando el proceso y la crisis económica que se desató ese año hizo que fuera virtualmente imposible concretar la operación.
El gobierno designó a María Tettamanti como secretaria de Energía en reemplazo de Eduardo Rodríguez Chirillo. Lo hizo mediante el decreto 974 que se publicó este viernes en el Boletín Oficial y que lleva la firma del presidente Javier Milei y el ministro de Economía, Luis Caputo. En el mismo decreto el Poder Ejecutivo acepta la renuncia de Chirillo.
El 17 de octubre el gobierno había dado a conocer que Tettamanti era la elegida como nueva titular de la cartera energética. Luego de quince días, el gobierno la designó formalmente. La economista y ex Camuzzi llega a la función pública con más de 25 años de experiencia en la industria de gas natural. Según informó el gobierno, Rodríguez Chirillo será asesor del Ministerio de Economía.
Tettamanti tuvo el respaldo de Luis ´Toto´ Caputo y del coordinador de Energía y Minería dentro del Palacio de Hacienda, Daniel González. El año pasado la nueva secretaria integró el equipo de asesores energéticos de Patricia Bullrich cuando la actual ministra de Seguridad del gobierno libertario era candidata presidencial.
En política, la flamante secretaría de Energía también construyó una relación con José Luis Espert, titular de la comisión de Presupuesto de la Cámara de Diputados, y hombre de confianza de Milei, asesorándolo en los últimos dos años en temas de agenda energética.
Actividad privada
Tettamanti viene de desempeñarse en NRG Energía, un desprendimiento de NRG, una empresa de servicios petroleros y de generación de energía eléctrica. A su vez, combinaba su tiempo con la administración de un proyecto agropecuario que su familia posee en el interior de la provincia de Buenos Aires.
También tiene pasado en Cammuzi, la empresa donde dio sus primeros pasos en el sector de gas natural y de la que fue geranta general hasta 2023. La empresa abastece a más de dos millones de usuarios en siete provincias: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Además, Tettamanti fue durante años directora comercial en Metrogas. Además pasó por empresas como Total y Albanesi. En el plano académico, tiene un máster en economía de la Universidad del Centro de Estudios Macroeconómicos de Argentina (CEMA).
Representantes de algunos de los mayores fondos globales de inversión visitaron recientemente los activos de las compañías GeoPark y Phoenix Global Resources en Vaca Muerta como parte de una misión organizada por Bradesco BBI, el brazo de inversión del gigante brasilero Bradesco. Se trata de cuatro áreas no convencionales ubicadas en las provincias de Neuquén y Río Negro.
La visita, liderada por los analistas de entidad Vicente Falanga y Murilo Riccini, permitió a los actuales y potenciales inversores de Vaca Muerta analizar la escala y proyección de crecimiento de la formación no convencional de la cuenca Neuquina, “el lugar más atractivo para la exploración y el desarrollo de hidrocarburos tierra adentro en la actualidad”, según señala un comunicado de GeoPark, compañía latinoamericana en exploración y producción de petróleo y gas con activos en Colombia, Argentina, Ecuador y Brasil.
Áreas
La visita hizo foco en los activos Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, propiedad de GeoPark y Phoenix Global Resources. Desde 2014 GeoPark cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York. En Colombia, es el segundo productor de petróleo con un aporte cercano al 8% de la producción total de ese país.
“Esta primera misión de inversores a Vaca Muerta confirma la solidez de la alianza entre las compañías establecida en mayo pasado y la sinergia que existe entre equipos técnicos y financieros que colectivamente han descubierto y desarrollado varios de los proyectos de hidrocarburos más exitosos de Argentina y Latinoamérica”, agrega el comunicado.
El bloque Mata Mora Norte, en producción desde 2022, promedió 12.621 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) brutos en el tercer trimestre de este año y alcanzó un récord de 15.418 boepd brutos de producción durante agosto, “confirmando el extraordinario potencial que tiene este activo localizado en la ventana de petróleo de Vaca Muerta”.
El titular del sindicato petrolero más importante del país, Marcelo Rucci, mantuvo una reunión con petroleras en la Secretaría de Trabajo que le permitió destrabar un reclamo por seguridad y establecer un nuevo diagrama que modifica el régimen laboral en el que se encuadra la explotación no convencional para los operarios de equipos de perforación, que ahora pasarán a trabajar 8 días por 4 de descanso.
El acuerdo fue rubricado por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) y, además, contempla la incorporación de más personal en los servicios de cementación.
Si bien las intenciones de Rucci eran lograr un esquema 1×1 para este sector de los operarios (7 días trabajados, por 7 de descanso) finalmente la negociación permitió mantener el 2×1, pero modificándolo a un régimen 8×4, es decir, 8 días de trabajo por 4 de descanso en los servicios de perforación.
El principal argumento del titular del gremio de petroleros privados tiene que ver con que después de los 8 días en operaciones, los trabajadores presentan un nivel de cansancio que pone en jaque su seguridad. Justamente, el reclamo se dio tras los cuatro accidentes fatales que se registraron en lo que va del año en Vaca Muerta.
Rucci logró modificar el diagrama en el servicio de perforación y sumar personal en las cuadrillas de cementación de Vaca Muerta.
De esta forma, se garantizaría “un descanso adecuado y disminuir los excesos de la carga horaria y sus efectos”, afirmaron desde el sindicato. Para las empresas el acuerdo también fue favorable ya que en este punto no implicaría la contratación de nuevo personal sino la rotación del actual.
“Lo único que generaría es el incremento del transporte de personal desde Neuquén a San Patricio del Chañar o Añelo por mayor rotación de los turnos”, aseguraron desde una compañía.
Nuevas cuadrillas
La otra parte del acuerdo establece incorporar más personal a los servicios de cementación en la actividad no convencional. Ahora quedarán constituidos por una cuadrilla de cuatro ayudantes para traslado, armado y montaje, adicionales a los ocho operarios que se utilizan actualmente. Esto permitirá contratar un 50% más de personal en este servicio.
Tanto para la aplicación del nuevo esquema como para la conformación de esta cuadrilla adicional, el convenio firmado establece un plazo de 30 días para asegurar estos cambios y otros 30 para el entrenamiento de los nuevos trabajadores en el campo y que se garantice el cumplimiento de los estándares de seguridad e higiene de la industria.
Además, se ratificó la eliminación de los llamados Contratos On Call –o a demanda-, impulsando contratos continuos salvo en operaciones especiales, algo que ya se había rubricado en un acta de septiembre de 2022.
Otro de los puntos acordados también elimina la multiplicidad de tareas para los trabajadores que solo podrán dedicarse a un rol específico asignado.
Por último, tanto las cámaras empresarias como el sindicato se comprometieron a realizar visitas periódicas al campo para monitorear las condiciones de seguridad y garantizar el cumplimiento de las normas.
Acuerdo salarial
La reunión que mantuvo Rucci junto a las cámaras permitió, además, rubricar un nuevo acuerdo paritario por el que se otorgará una suma no remunerativa del 6% para los salarios de septiembre, octubre y noviembre. Esta cifra pasará a ser remunerativa desde diciembre.
Además, los trabajadores recibirán una bonificación extraordinaria de otro 6% en diciembre, con base a los salarios de abril de 2024. Esta cifra será remunerativa a partir de enero de 2025.
Otro de los beneficios acordados tiene que ver con elevar el valor de la primera vianda de 13.504 a 28.500 pesos desde diciembre para quienes cumplen tareas de al menos ocho horas.
En enero de 2025 las cámaras empresarias y el gremio se reunirán nuevamente para continuar con las negociaciones paritarias.
Pluspetrol, una de las principales petroleras de la Argentina, se quedó con los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta por una cifra que supera los US$ 1700 millones, según adelantaron en exclusiva a EconoJournal fuentes privadas al tanto del proceso de venta que la petrolera estadounidense había lanzado hace ya un año.
La petrolera norteamericana se desprenderá de esa manera de las áreas hidrocabruríferas que opera en Vaca Muerta a través de la sociedad ExxonMobil Exploration Argentina, de la cual posee un 70% de las acciones (el 30% restante está en poder de Qatar Energy. El área Sierra Chata, adjudicada a la empresa Mobil S.A., otra de las subsidiarias de Exxon, se negociará por separado tal como había indicado este medio a principios de este mes.
«Se han acordado los términos y condiciones para la venta de ExxonMobil Exploration Argentina a favor de Pluspetrol. continúamos trabajando junto con el comprador y el Gobierno de Neuquén para lograr la alineación de los resultados deseados. Como práctica corporativa, ExxonMobil no comenta sobre los detalles comerciales de sus transacciones», indicaron desde la empresa estadounidense, que de esta manera concreta su salida de la industria petrolera de la Argentina. ExxonMobil seguirá, sin embargo, presente en el país dado que en Buenos Aires controla uno de los principales data center en la región con más de 400 empleados.
Pluspetrol dejó en el camino a otros dos oferentes que participaron del proceso de venta: se trata de Tecpetrol, que había presentado una oferta en forma conjunta con Vista, y Pan American Energy (PAE), que contaba el respaldo de YPF. ExxonMobil ya le comunicó a todos las empresas involucradas su decisión.
Pluspetrol, controlada por accionistas locales que cotiza en la bolsa, se quedará, de este modo, con la operación de Bajo del Choique, una de las áreas con mayor potencial en cuanto al desarrollo de shale oil en Vaca Muerta. Por el monto de la operación y por la inversión que demandará la explotación de los campos que están concesionados a ExxonMobil, la decisión de Pluspetrol implica una apuesta de magnitudes. Se estima que sólo en la construcción de infraestructura para poder evacuar la producción de petrólero, Bajo del Choique requerirá de desembolsos mayores a los US$ 500 millones.
El Grupo Albanesi, una de las mayores generadoras del país, cerró una emisión por US$ 350 millones en el mercado internacional. Del total, 210 millones corresponden al canje de bonos existentes, y U$S 140 millones a nuevos fondos, indicaron desde la compañía. “Esto representa un fuerte respaldo por parte de los inversores”, destacaron.
Guillermo Brun, director financiero del Grupo, aseguró: “Esta operación es un paso clave para alcanzar el objetivo de contar con un horizonte financiero más ordenado y vigoroso. Al mismo tiempo, extendemos los plazos de las obligaciones financieras y obtenemos fondos frescos para la cancelación de otros compromisos”.
Expansión
El proceso de canje se produce en un contexto de expansión y crecimiento de las operaciones de la empresa, con inversiones cercanas a los U$S 600 millones por medio de tres proyectos.
La compañía llevó a cabo la obra de ampliación y cierre del ciclo combinado de la Central Térmica Ezeiza, que finalizó en el mes de abril y opera desde entonces al tope de su capacidad.
También, puso en marcha la Central de Cogeneración Arroyo Seco, en Santa Fe, que ingresó en fase operativa en el mes de octubre. La central permitirá inyectar 100 megawatts de energía y en la segunda etapa de la obra se incorporarán 30 MW adicionales y se generarán 180 toneladas por hora de vapor que serán destinados al complejo industrial de Louis Dreyfus Company.
Además, la compañía realizó la conversión de ciclo abierto a ciclo combinado de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande que posee Albanesi en el país, ubicada en la ciudad de Río Cuarto, Córdoba, cuya octava turbina de gas fue incorporada en junio, y que en breve quedará habilitada con el ciclo cerrado.
Armando Losón, presidente del Grupo, expresó: “Nos honra saber que contamos con el respaldo de los agentes del mercado, quienes una vez más han depositado su confianza en nuestra compañía. Hemos alcanzado un resultado notable a través de esta operación, la cual se produce en un marco de puesta en marcha de proyectos que integran un plan de inversiones por U$S 600 millones”.
Por último, el ejecutivo de la compañía aseguró: “Nada de esto habría sido posible sin el acompañamiento de nuestros inversores”.
El Grupo Logístico Andreani adaptó su sistema logístico y rearmó su modelo de equipamiento para consolidarse como un proveedor sumamente confiable a nivel sectorial. En los últimos años, la organización desarrolló una división especializada en energía con el objetivo concreto de aportar sus servicios al entramado productivo que rodea a Vaca Muerta.
Con la digitalización, la centralización y la sustentabilidad como ejes centrales de sus operaciones, Andreani procura generar valor agregado en cada prestación que ofrece. Además de añadir tecnología a sus procesos con foco en la Inteligencia Artificial (IA) y la trazabilidad, apuesta por la provisión de soluciones completas que incluyen carga parcial, exclusiva, última milla, HUBs y almacenes. En paralelo, la empresa no deja de incorporar mediciones y acciones asociadas a la baja en las emisiones de su huella de carbono, optimizar sus estándares de seguridad operativa y desplegar acciones con las comunidades.
En palabras de Gonzalo Cicilio, gerente comercial de Energía, está claro que la sustentabilidad constituye una prioridad absoluta para Andreani. “No en vano desarrollamos un software que permite la medición de la huella de carbono de cada envío. Así, los clientes pueden saber fehacientemente cuál es el impacto que generan con el transporte de su material. Esto posibilita, en definitiva, el abordaje a nivel local de un tema clave para la industria que suele estar muy atado al financiamiento internacional”, ponderó.
Adicionalmente, acotó el directivo, debe destacarse que un 70% de las unidades de larga distancia dispone de sistemas de telemetría. “Eso torna viable apalancar programas de manejo seguro y sustentable«, resaltó.
Amplia cobertura
En línea con este mayor protagonismo dentro de la industria energética, Andreani está construyendo una nueva planta operativa en Neuquén. La organización trabaja de forma continua sobre los sistemas para mejorar la experiencia de sus clientes e incorporar cada vez más unidades a la flota. De hecho, cuenta con un HUB logístico para el segmento de energía que garantiza un pre-control de materiales antes de llegar a los almacenes de los yacimientos.
Logística Asegurada, en tanto, ofrece carga parcial con monitoreo de los flujos vía torre de control, asegurando la realización de las entregas con un alto nivel de excelencia. No menos relevante es la disponibilidad de unidades exclusivas que proporcionan servicio punto a punto con seguimiento en tiempo real, aparte de la solución ‘Última Milla’ en yacimientos a través de la modalidad mensualizada y on call, y de ‘Servicio Aéreo’ que proporciona carga aérea para entrega de materiales.
De este modo, Andreani recorre el país, uniendo destinatarios con empresas y clientes de distinta envergadura, pertenecientes a una amplia variedad de segmentos, tales como Energía, Pymes y Emprendedores, Salud y Cosmética, Retail, Financiero, Fashion, Telecomunicaciones, Minería, Automotriz, Alimentos y Bebidas, y Agro, entre otros.
Pecom, la empresa de energía del holding que encabeza Luis Pérez Companc, asumió la titularidad como operador de la concesión El Trébol – Escalante en Chubut, dos de las principales áreas petroleras que eran operadas por YPF en la provincia y que la compañía adquirió bajo el paraguas del Proyecto Andes – la iniciativa a través de la que la petrolera bajo control estatal pretende desprenderse de la operación de áreas maduras para concentrar su inversión en Vaca Muerta. Este lunes, las autoridades de la Provincia aprobaron formalmente la cesión.
La inversión de Pecom en las áreas adquiridas se ejecutará durante los próximos tres años. Esta iniciativa contempla actividades de perforación, workover, pulling y el uso de técnicas avanzadas de recuperación, como la inyección de polímeros a fin de aprovechar todo el recurso disponible en las áreas. A su vez, esto le permitirá a la empresa convertirse en uno de los mayores productores de petróleo pesado en el Golfo San Jorge.
Además, en las próximas semanas Pecom tomará el control del 50% del Campamento Central – Cañadón Perdido. Esto es así puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía.
El gobernador Ignacio Torres fue quien firmó el Decreto de Cesión y estuvo acompañado por el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Loma Ávila, el presidente de YPF, Horacio Marín y el CEO de Pecom, Gustavo Astie.
La compra implicó una inversión por parte de la compañía que totalizó US$ 114.500.000 para adquirir los dos bloques que conforman el clúster El Trébol-Escalante. Con esto, Pecom relegó a Capsa, uno de los tres mayores productores de crudo en la cuenca del Golfo San Jorge
Producción
La producción total de las áreas es de 10.250 bbl/día de petróleo (incluye el 100 % de Campamento Central-Cañadón Perdido). Se trata de un bloque de 290 kilómetros cuadrados.
“Pecom inicia esta nueva etapa como operador con la puesta en marcha de un modelo productivo que, con fuerte foco en técnicas de recuperación terciaria, buscará hacer crecer los niveles actuales de producción de las áreas. En el plano operativo, serán fundamentales el trabajo mancomunado con los gremios y las empresas de servicios locales, el diálogo permanente con las autoridades provinciales y municipales, el apoyo a las comunidades cercanas, y el valor agregado de su recurso diferencial: sus colaboradores”, destacaron desde la compañía.
Gustavo Astie, CEO de Pecom, expresó: “El regreso de Pecom como operador ya es una realidad. Nos preparamos profundamente para este momento. Contamos con excelentes profesionales con amplia experiencia en operación de yacimientos mediante un modelo innovador para la maximización del factor de recobro en campos maduros”.
Luis Pérez Companc, presidente de la compañía, aseveró: “Luego de 22 años llegó el día. Estoy muy emocionado por este regreso a la operación honrando el legado y, al mismo tiempo, empezando a construir el futuro de una nueva Pecom que quiere ser protagonista del sector energético argentino. Nuestro país está en un momento bisagra y estamos convencidos que la producción de petróleo y gas será fundamental para su crecimiento”.
Impacto
Torres precisó que el acuerdo entre YPF y Pecom permite preservar todos los puestos de trabajo en las cuencas maduras del sur, un sector clave para la economía local y la estabilidad laboral de la provincia.
“Es una excelente noticia no sólo para Chubut, sino para todos los trabajadores que forman parte de uno de los sectores más importantes de la economía local y regional”, recalcó Torres.
ESG Utilities, una de las empresas del grupo BLC Global, cuenta con más de 20 años de experiencia ofreciendo productos, servicios y soluciones de telemetría para medidores inteligentes de energía, optimizando la adquisición automática y la gestión masiva de datos, mejorando la calidad del servicio y garantizando una máxima eficiencia en sus operaciones. Su solución Optimum SM, se encarga de la recolección y centralización de grandes volúmenes de datos, con el objetivo de optimizar el negocio de las utilities. “Esta plataforma web permite a las distribuidoras de energía gestionar las redes inteligentes con la flexibilidad suficiente para incorporar a los sistemas de medición eléctricos tradicionales”, según precisaron desde la compañía.
Soluciones
Optimum SM también incorpora un módulo de anomalías, una herramienta que utiliza reglas de análisis personalizadaspara detectar comportamientos no deseados en los sistemas eléctricos de comercializadoras y distribuidoras de energía. Este análisis inteligente combina diferentes variables eléctricas, identificando y corrigiendo anomalías con gran precisión.
Un caso destacado de implementación de este módulo fue realizado para ANDE (Administración Nacional de Electricidad) en Paraguay, donde se realizó una prueba piloto para la detección y análisis de anomalías en medidores de mayor consumo sobre dos listas proporcionadas por el cliente.
En una de ellas, se identificaron ocho medidores con anomalías de tensión. Este resultado permitió realizar un análisis más profundo para verificar las fallas encontradas, detectar pérdidas económicas por energía no facturada y recomendar al cliente realizar auditorías sobre los medidores para evitar la reincidencia de errores en las lecturas.
Eficiencia energética
Entre las nuevas funcionalidades de Optimum SM, también se encuentra el módulo de eficiencia energética, diseñado para optimizar el consumo de energía en edificios gubernamentales, multinacionales e industriales. A través de la recolección y análisis de datos, este sistema analiza potencias máximas y energía reactiva (factor de potencia), identificando anomalías en el consumo y sugiriendo medidas correctivas.
Fernando Contreras, Corporate Account Manager de ESG Utilities, aseveró: “Con nuestro módulo de eficiencia energética, impulsamos un futuro más sostenible. Esta solución innovadora no solo reduce el consumo de energía innecesaria, sino que también disminuye las emisiones de CO2 al realizar una gestión eficiente de la energía”.
“Con más de 300 proyectos exitosos y presencia en más de 10 países de América Latina, ESG Utilities sigue expandiéndose, reafirmando su compromiso con la eficiencia mediante soluciones innovadoras que promueven el uso racional de las fuentes de energía y el consumo”, destacaron desde la compañía.
El secretario del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, se reunirá este martes con directivos de empresas petroleras —con YPF a la cabeza— para discutir un planteo disruptivo que el líder gremial puso sobre la mesa vinculado a la agenda de seguridad operativa en Vaca Muerta. Tras el fallecimiento de un trabajador de Nabors —una empresa de servicios de perforación— el pasado 8 de octubre en un campo operado por Vista, Rucci amenazó con lanzar un conflicto en Neuquén para mejorar las condiciones de seguridad en las locaciones hidrocaburíferas.
Bajo el paraguas de ese reclamo, el referente del sindicato petrolero más poderoso del país propuso a las compañías operadoras revisar el régimen laboral en el que están encuadrada la explotación no convencional de hidrocarburos. Lo hizo con un planteo concreto: modificar el diagrama de trabajo en Vaca Muerta, que desde hace años establece que los trabajadores petroleros cuentan con un día de descanso por cada dos de trabajo (2×1). Esa modalidad se aplica a casi todos los trabajadores de Vaca Muerta, sólo con la excepción de algunos operarios jerárquicos como los ‘company man’ de las operadoras en cada yacimiento hidrocarburífero.
«Desde hace años, la mayoría de los servicios petroleras se realiza con un esquema de 14×7, es decir, 14 días de trabajo por 7 de descanso. Rucci quiere pasar a un diagrama de 7×7, que sólo se utiliza en casos excepcionales», explicó el gerente de una empresa contratista con base en Neuquén.
Rucci impulsará hoy en la Secretaría de Trabajo un cambio de diagrama laboral en Vaca Muerta.
El argumento que edificó Rucci tras la última fatalidad acontecida a principios de este mes es que buena parte de los accidentes que se registran en la industria están relacionados con la falta de un descanso apropiado de los trabajadores. Por eso, en reuniones privadas realizadas en los últimos 10 días con directivos de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (Ceph), que nuclea a YPF, Pan American Energy (PAE), Vista, Tecpetrol, TotalEnergies, Pluspetrol y Pampa, entre otras, manifestó la necesidad de instrumentar un diagrama de 1×1 al menos en algunos servicios estratégicos, como por ejemplo la perforación de pozos y la operación de equipos de workover en Vaca Muerta. Así lo indicaron fuentes privadas a EconoJournal, que intentó comunicarse telefónicamente con Rucci, pero el dirigente gremial no contestó los llamados.
Cónclave en Buenos Aires
El título del sindicato petrolero se reunirá este miércoles a las 11 de la mañana con ejecutivos de la industria petrolera en las oficinas de la Secretaría de Trabajo que conduce Julio Cordero. El funcionario no participará del encuentro por estar fuera del país. Una de las claves es qué posición tomará YPF, la petrolera controlada por el Estado, que lidera el desarrollo de Vaca Muerta. Fuentes privadas consultadas por este medio ayer por la noche admitieron que aún no existía una postura común entre las empresas.
Si las petroleras terminan validando el planteo disruptivo de Rucci, la medida transformará la dinámica laboral en Neuquén porque obligará a empresas de servicios contratadas a crear un nuevo turno de operación para garantizar la rotación en yacimientos no convencionales. Eso implicaría sumar miles de trabajadores en la industria, justo en un momento en el que la falta de personal calificado es uno de los cuellos de botella que enfrenta el sector.
“Cambiar a un diagrama 1×1 generaría un fuerte encarecimiento de los costos de perforación y completación de pozos en Vaca Muerta, porque habría que incorporar un turno más en la operación”, expresó un alto directivo de una petrolera. La mayoría de las petroleras no tiene en claro cuán belicosa será la posición de Rucci en la reunión de hoy. «Veremos qué dice hoy Rucci. Si el cambio de diagrama que propone alcanza a todos los trabajadores de petroleros privados (son unos 26.000 en la cuenca Neuquina) o sólo a algunos servicios», señaló un directivo del área de Relaciones Laborales de otra operadora.
