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

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

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

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

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

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

El equipo

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

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

Pruebas

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

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

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

Tres ejes

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

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

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

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

Más confiabilidad

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

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

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

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

Premio a las industrias

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

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

Generación móvil

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

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

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

, Roberto Bellato y Nicolás Gandini

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

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

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

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

Infraestructura y cuellos de botella

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

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

, Loana Tejero

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

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

Generación

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

Otros ejes

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

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

Desarrollo

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

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

Potencial

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

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

Minerales estratégicos

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

Volatilidad extrema

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

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

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

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

Precios sostén

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

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

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

Proyecciones de demanda

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

Página web

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

Sobrerepresentado

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

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

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

Alternativas

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

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

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

En conjunto

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

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

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

Flotante

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

Impacto

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

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

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

Actividad

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

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

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

El consorcio

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

Fénix en cifras

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

Alberto Weretilneck junto al titular de YPF Horacio Marín.

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

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

“Una muy mala noticia”

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

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

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

, Laura Hevia

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

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

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

Oferta de productos

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

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

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

Soluciones

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

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

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

Sustentabilidad

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

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

Pasos a seguir

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

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

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

Plazos de rentabilización

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

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

, Julián García

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

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

En desacato

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

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

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

Continuidad del servicio

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

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

Cadena de pagos

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Resultados

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

Las pasantías proporcionarán a los participantes una experiencia práctica en la que podrán aplicar sus conocimientos académicos en un entorno real de trabajo y colaborar estrechamente con profesionales experimentados.

Detalles clave del programa

Duración: seis meses con posibilidad de extensión de seis meses más

Beneficios: Oportunidades de mentoría, desarrollo de habilidades técnicas y blandas, participación en proyectos estratégicos, y más.

Requisitos de Elegibilidad: Estudiantes avanzados de los últimos dos años de la carrera, conocimientos de herramientas informáticas e inglés avanzado y deben ser alumnos regulares.

El Programa de Jóvenes Profesionales no solo busca nutrir el talento emergente, sino también proporcionar una plataforma donde los participantes puedan desarrollar habilidades técnicas y de liderazgo que los prepararán para enfrentar los desafíos del futuro, según detallaron.

El programa

El programa está dirigido a graduados recientes y jóvenes talentosos interesados en hacer una diferencia significativa en el sector de la energía verde. A través de mentorías personalizadas, formación especializada y la participación en proyectos estratégicos, los participantes tendrán la oportunidad de crecer profesionalmente mientras colaboran con líderes y expertos en la industria.

“En MSU Green Energy, estamos convencidos de que el futuro y el crecimiento de nuestra compañía depende en gran medida de la creación de nuevas oportunidades de desarrollo para el talento joven” comentó Nazareno del Castillo, gerente de Capital Humano.

“Estos programas no solo potenciarán nuestra capacidad de innovación, sino que también brindarán nuevas oportunidades de formación y crecimiento a jóvenes profesionales” mencionó el ejecutivo.

El proceso de aplicación para ambos programas estará abierto a partir de septiembre de este año. Para más información sobre cómo aplicar, los interesados pueden visitar nuestra página web en msugreenenergy.com.

, Redaccion EconoJournal

En la primera parte y congruentemente con el informe del presidente de La Nación en su presentación del presupuesto 2025, la libertad de contratación es el objetivo final entre la oferta y la demanda a voluntad de las partes. Con ese objetivo en un primer artículo se hizo una asignación transitoria (eficiencia asignativa) entre la oferta percibida por los generadores y los segmentos residenciales N1, N2, N3.  Todo inmerso en un programa donde se concluya en una eficiencia técnica de recursos técnicos para cada modalidad de consumo y la consecuente apropiación de costos por factor de uso.

Con la eficiencia asignativa propuesta, ya no hace falta discriminar tres precios estacionales para cada escalón, dado que lo que se recaudará en concepto de compra de generación para cada precio, está correlacionado con el total a pagar a los generadores oferentes y por lo tanto no se genera deuda.

Una vez realizado esto, el precio medio no residencial se verá incrementado. Sin embargo, mucha de la demanda no residencial se compra a través de CAMMESA al mercado spot horario por medio de la resolución SE 1281/06 y otra parte tiene contratos bajo el concepto de Energía Plus, el Mater y el cumplimiento del 20% de su demanda en cumplimiento de la Ley 27.191. Por lo tanto, el seudo incremento del precio medio para esta demanda no residencial se va atenuando.  Con la reversión del gasoducto norte y la disponibilidad de gas de Vaca Muerta, las necesidades de generación con gasoil disminuirán, según las simulaciones, en un 40 % respecto del año anterior, haciendo que el precio medio del sector no residencial se vea incrementado mínimamente.

Con el impacto de la reversión del Gasoducto y la disponibilidad de gas de Vaca Muerta para el sector no residencial se tendría:

Afectado por la contractualización parcial mencionada anteriormente la incidencia efectiva es del 6% de incremento para la demanda no residencial.

Para minimizar este impacto, la segunda etapa consiste en la obligación de contractualización de la curva de carga de la demanda no residencial al 100% estableciendo un plazo de 180 días corridos, para que se pueda entrar al próximo invierno con la demanda ya contractualizada.  Conforme a la matriz insumo-producto, la incidencia de la energía en los precios de bienes y servicios no supera el 18%. Para facilitar la confección de contratos, los generadores deberán abastecerse de su propio combustible para garantizar los contratos de abastecimiento que se firmen en forma proporcional a su nivel bajo modalidad contratada. El plazo de los nuevos contratos debe permitir asimismo la posibilidad de hacerlos de largo plazo y facilitar contratos PPA para generación nueva, con o sin RIGI, mediante la derogación del art. 9 de la resolución 95 de Secretaria de Energía de 2013 indiferenciando la fuente de energía. Es una buena estrategia para las empresas demandantes tener por lo menos un flujo de fondos estable de la misma manera que se permite la estabilidad fiscal y jurídica a las inversoras.

El esquema propuesto permitiría, por un lado, una inmediata reducción en el precio medio monómico para la demanda residencial y, por otro, estimularía la inversión privada en tecnología más eficiente, reduciendo gradualmente los costos de la provisión energética para toda la demanda, y estableciendo como norma de la Secretaría de Comercio, que cada banco o distribuidora o agente recaudador del servicio de prestación de energía eléctrica, actúe por cuenta y orden y reenvíen el importe correspondiente a CAMMESA al precio estacional y transporte, en forma automática en una cuenta recaudatoria a nominar.

(*) Ex funcionario de energía.

, Vicente Serra Marchese (*)

Tras el conflicto mapuche, Figueroa pidió a Nación respetar la potestad provincial.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se refirió en la mañana del miércoles a los dichos de la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, quien en el almuerzo de Club de Petróleo de ayer había anunciado el envío de 300 gendarmes a Vaca Muerta para desactivar una protesta mapuche y sostuvo que “no fue lo que dijo”.

Con el conflicto ya disuelto, el mandatario neuquino le bajó el tono a las declaraciones que la misma ministra había hecho frente a empresarios petroleros y afirmó en una rueda de prensa que “lo fundamental en cada una de las provincias es la territorialidad, el diálogo y respetar las potestades provinciales. Dentro de ese marco, todo”.

El lunes la Confederación Mapuche de Neuquén había iniciado un bloqueo que impedía el ingreso a las plantas de tratamiento de residuos peligrosos Comarsa, Treater, Indarsa, SAN y Ecopolo. Tras más de 48 horas de protesta y con la orden de desalojo firmada por la Justicia, el ministro de Gobierno, Eugenio Tobares, convocó a los mapuches y acordó el reconocimiento legal de cuatro comunidades que viven en zonas cercanas a Vaca Muerta como Sauzal Bonito, El Chañar o Cutral Co junto con el relevamiento territorial de otras.

El mismo día, Bullrich se había referido al conflicto durante el almuerzo del Club del Petróleo y había dicho que ante la falta de resolución enviaría a las fuerzas nacionales: “Estamos hablando con el gobernador y nos dice ‘denme media hora más, quince minutos más’ y así hace dos días. Así que dije basta, le mando a Gendarmería y se terminó”.

Durante el evento, la ministra de Seguridad contó los planes que tiene acerca del reciente creado Comando Unificado de Seguridad Productiva, un grupo de fuerzas especiales que apunta a evitar cualquier tipo de protesta en Vaca Muerta, en zonas portuarias o mineras.

El plan de Bullrich

Bullrich pidió a los empresarios un lugar para alojar a los gendarmes en Vaca Muerta.

“Conozco muy buen las consecuencias de actuar en Vaca Muerta”, afirmó frente a los empresarios y luego detalló que el plan incluye el armado de un destacamento de Gendarmería en Fernández Oro, Río Negro, con 300 gendarmes y un sub destacamento en Añelo “para evitar lo que está sucediendo”.

En este sentido, Bullrich pidió al empresariado ayuda para recibir a 300 gendarmes y les dijo que “necesito un lugar donde puedan estar y una buena manera de colaborar sería encontrar donde puedan instalarse. Sé que hay departamentos de lujo, no les estoy pidiendo eso, pero sí un lugar para instalar esa cantidad de gendarmes de manera definitiva”.

En el mismo discurso, la titular de la cartera de Seguridad continuó dando detalles del accionar previsto para el Comando, que fue anunciado en el Boletín Oficial a través de la Resolución 893/24 y que apuntaría a evitar también conflictos sindicales en los puertos. “Hemos tomado el toro por las astas en los problemas más serios que tiene la Argentina”, concluyó.

Reacción provincial

Tras los dichos de la ministra Bullrich, Figueroa afirmó esta mañana que se mantuvo en conversación por el conflicto mapuche. Recalcó que cualquier acción debe respetar las autonomías provinciales y, por último, afirmó sobre el envío de gendarmes que “no fue lo que dijo”.  

Desde el ministerio de Seguridad de Neuquén habían expresado ayer que cualquier intento de imponer el accionar del Comando antibloqueos de Bullrich sería atentar contra la autonomía provincial. “No corresponde y no es de su competencia”, expresaron a este medio.

, Laura Hevia

La transición hacia un sistema energético más limpio y eficiente en la Argentina requerirá US$ 2400 millones anuales en inversiones en el segmento de distribución eléctrica hasta el 2040. El dato surge de un flamante estudio regional encargado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) y presentado en un evento realizado en Buenos Aires junto a la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) y la Usina para el Desarrollo Energético Argentino (UDEA).

El evento contó con la presencia del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, quien valoró estos espacios de discusión sobre el futuro de la distribución energética. “Argentina está en un momento de transición, con reformas clave en el sector energético para lograr la autosustentabilidad del sistema. Trabajamos junto al sector privado para garantizar que las nuevas normas sean efectivas”, afirmó el funcionario. «En Argentina no se estaba pasando el costo real de generación a los usuarios finales. Se están dando pasos importantes para recuperar eso», agregó.

A su turno, Horacio Nadra, vicepresidente de ADELAT y ADEERA, destacó la importancia de preparar a la
industria eléctrica argentina para enfrentar la transición energética. “Tenemos un puente que
cruzar desde nuestra situación actual, desde lo regulatorio, la infraestructura y nuestras
instituciones sectoriales”, señaló.

El estudio utiliza un modelo de inversiones encargado por ADELAT a la consultora Grupo Mercados Energéticos y tiene como objetivo principal ofrecer una visión detallada de las necesidades de inversión en el segmento de distribución eléctrica de Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú.

El evento contó con la presencia del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo (ubicado en el centro).

Escenarios e inversiones

El estudio se construyó a partir de dos escenarios prospectivos para el año 2040: un escenario teórico de “transición efectiva”, que busca alcanzar niveles de electrificación similares a los propuestos por un estudio realizado para la Unión Europea para 2030, y un escenario de “transición parcial”, ajustada a las particularidades y limitaciones de la región. Cada escenario contempla diferentes niveles de progreso en once vectores, entre los que se encuentran la electrificación de nuevos usos y la electromovilidad.

Para el caso argentino, el estudio encuentra que en distribución se requieren inversiones anuales adicionales por US$ 1.600 millones para lograr una transición efectiva y por US$ 800 millones anuales para una transición parcial, de forma sostenida hasta el año 2040. Estas inversiones son adicionales al crecimiento tendencial de las inversiones por parte de las distribuidoras, estimadas en US$ 800 millones anuales en el escenario de transición efectiva y en US$ 600 millones anuales en el de transición parcial. Por lo tanto, en el escenario más ambicioso, las inversiones anuales (US$ 2400 millones) acumuladas al 2040 ascenderían a US$ 40.800 millones.

Si se toman en cuenta los siete países analizados, los resultados revelan que en el escenario de transición efectiva se requiere una inversión de US$ 289.000 millones adicionales a las que ocurrirían de mantenerse la tendencia reciente (US$ 143.000 millones), haciendo un total de US$ 431.000 millones para las distribuidoras de estos países, en una ventana de 17 años. Para el segundo caso, de transición parcial, las inversiones adicionales son de US$ 174.000 millones que, sumadas a los US$ 133.000 millones de carácter tendencial, hacen un total de US$ 307.000 millones.

Los escenarios fueron alimentados por datos suministrados por las empresas distribuidoras asociadas a ADELAT, una caracterización detallada de la situación actual en cada país, y proyecciones de demanda energética.

, Nicolás Deza

Compañía General de Combustibles (CGC), brazo energético de Corporación América, se consolidó en los últimos años como uno de los principales productores de hidrocarburos del país. Tras quedarse con los activos de Petrobras en Santa Cruz a mediados de la década pasada, primero incrementó su producción de gas en la cuenca Austral. Y luego, tras la adquisición de los yacimientos de la china Sinopec, en junio de 2021, la empresa se posicionó como uno de los mayores productores de Cañadón Seco, un crudo pesado cada vez más solicitado por las refinerías para blendear el petróleo liviano que se extrae en Vaca Muerta. CGC también posee una participación accionaria en varias compañías que operan activos de midstream y transporte de gas natural. En esa lista figuran, por ejemplo, GasAndes, una empresa clave para apuntalar el crecimiento de las exportaciones de gas hacia Chile; Transportadora de Gas del Norte (TGN) y TGM, que opera un gasoducto hasta Uruguaiana, en la frontera con Brasil.

La distribución de esos activos de infraestructura se expande, sin embargo, en territorios diferentes a donde se encuentran emplazados los campos de producción de hidrocarburos de CGC. Si, desde la óptica de una petrolera, la participación en compañías de midstream es estratégica para sumarle valor al upstream, es decir, a la extracción de petróleo y gas, ese desacople natural juega en contra de la visión de largo plazo de la compañía que preside Hugo Eurnekian.

TGN apunta a aprovechar la expansión del mercado de gas a partir de la reversión del Gasoducto Norte.

Es por eso que, para corregir esa situación, CGC estaría evaluando la posibilidad de desprenderse de su participación accionaria en Transportadora Gas del Norte (TGN), una de las dos transportistas de gas que operan en la Argentina, según indicaron a EconoJournal fuentes del mercado.

La empresa, que está en la instancia de contratación de un banco que estará a cargo del proceso, posee un 50% de Gasinvest, la sociedad controlante de TGN, que explica un 56% del capital accionario de la transportista. La otra mitad de Gasinvest está en manos de Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint, que a su vez tiene la potestad de designar al director general de TGN por un acuerdo de accionistas. Daniel Ridelener, uno de los directivos de mayor trayectoria en la industria del gas, ocupa desde hace años esa posición.

A su vez, un 24% de las acciones de TGN le pertenecen a la firma Southern Cone Energy Holding y el 20% restante flota en la Bolsa porteña.

Racional

La decisión de CGC de testear el interés del mercado en adquirir su participación en el mercado hace sentido con el plan estratégico de la empresa, que ubica entre sus pilares al deriskeo del potencial no convencional de Palermo Aike, una formación de roca madre de hidrocarburos de la cuenca Austral, donde la empresa perforó y está completando un pozo de petróleo junto con YPF; así como también al aprovechamiento de otras oportunidades en el upstream, en especial en Vaca Muerta; y a la inversión en proyectos de integración gasífera con Chile (la compañía tiene en carpeta un ambicioso proyecto para exportar Gas Natural Licuado argentino a través de una de las terminales existentes en ese país).

Aún es temprano para saber quiénes podrías ser los interesados en quedarse con la participación de CGC en TGN. Tecpetrol está prácticamente descartado, porque el artículo 34 de la Ley del Gas prohíbe que un productor tomé el control exclusivo de una empresa regulada de gas natural (la excepción es Metrogas, que es controlada por YPF desde que se materializó la salida forzada de British Gas). Habrá que ver cuál es el interés de Southern Cone Energy Holding, una firma prácticamente sin visibilidad institucional ni referente empresarial que desembarcó en TGN en 2014 tras la salida del fondo Blue Ridge Investments.

, Nicolas Gandini

Golar, uno de los principales tecnólogos en materia de licuefacción de Gas Natural Licuado a nivel global, confirmó este martes que invertirá hasta US$ 2.200 millones para construir una planta flotante de licuefacción de gas natural (FLNG, por sus siglas en inglés) que podría operar en la Argentina a partir del último cuatrimestre de 2027, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal. En rigor, Golar anunció ayer que contrató a la firma CIMC Raffles para realizar los trabajos de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC, por sus siglas en inglés) de un buque con capacidad para licuar 3,5 millones de toneladas (MTPA) de GNL por año. La unidad estará operativa a fines de 2027, según precisó la empresa a través de un comunicado publicado ayer bajo la órbita del GasTech, la principal feria de tecnología de gas que se realiza esta semana en Houston.

El proyecto estará equipado con un diseño de tecnología de tipo MK II,  superador del MK I que poseen las unidades Gimi y Hilli, las dos plantas flotantes de GNL que posee Golar. La nueva unidad de licuefacción estará montada sobre el buque carguero de GNL llamado Fuji.

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

“El presupuesto total para la conversión FLNG del MK II es de US$ 2.200 millones, que incluye el buque de conversión, la supervisión, repuestos, tripulación, capacitación, contingencias, el suministro inicial de combustible y los costos relacionados con la entrega de la FLNG a su sitio operativo, excluidos los costos de financiamiento”, explicó la empresa a través de un comunicado.

Un pie en la Argentina

En julio, Golar oficializó un acuerdo con Pan American Energy (PAE), uno de los grandes jugadores del mercado local del gas natural, para licuar GNL a partir 2027 en la planta flotante Hilli, que hoy está operativa frente a las costas de Camerún, en África. La iniciativa —a la que podrían sumarse otras petroleras como Harbour Energy (ex Wintershall Dea), socio de PAE en el consorcio CMA-1 en el offshore de la cuenca Austral, e YPF— prevé la licuefacción de 2,45 MTPA de GNL por año.

Este medio publicó que el proyecto —que prevé el consumo de unos 11 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural— prácticamente no precisa de obras de infraestructura adicionales para entrar en operación. Sólo contempla el tendido de un gasoducto de conexión de alrededor de 50 Km de extensión con el gasoducto San Martín que se extiende hasta Tierra del Fuego. Las partes no comunicaron aún dónde estará amarrada la Hilli FLNG. En un primer momento, se especuló que podría estar en el puerto de Bahía Blanca, pero aún no hubo confirmación oficial al respecto.

Un modelo de negocios diferente

Si la construcción de una terminal en tierra (onshore) de licuefacción de GNL requiere del hundimiento de inversiones enormes en materia de infraestructura, la contratación de plantas flotantes —floating LNG— trabaja con un modelo de negocios diferente que en lugar de estar basado en el capex (inversiones que se desembolsan por una única vez) se apoya más en los gastos operativos (opex) de esa unidad.

La terminal Hilli FLNG está operativa frente a las costas de Camerún.

Esta última opción es menos riesgosa y más accesible para una economía como la argentina que todavía maneja altísimos costos de acceso al capital internacional. “En el caso del floating LNG, la inversión importante en materia de licuefacción la realiza el tecnólogo (en este caso Golar) y no las empresas productoras de gas, que sólo deben costear inversiones secundarias en el transporte. Para una empresa argentina es mucho más viable pensar en un esquema de este tipo que en cortar un cheque de 5000 o 7000 millones de dólares para construir una terminal onshore de licuefacción”, analizó un alto directivo del sector.

Segunda etapa

Según pudo saber EconoJournal, Golar está en conversaciones aún incipientes con productores de gas de Vaca Muerta que están interesados en que la nueva planta flotante que construirá la compañía opere en la Argentina. Si eso sucede, sumadas a las 2,45 MTPA que la empresa acordó con PAE, dentro de tres o cuatro años Golar podría producir unos 6 MTPA de GNL en el país. «Sería una especie de segunda etapa del proyecto acordado con PAE y en total, las FLNG de Golar podrían procesar entre 20 y 25 MMm3/día de gas natural», explicó una fuente que está al tanto de las tratativas. El proyecto demandaría la construcción de un gasoducto dedicado de 30 pulgadas entre Neuquén y algún puerto de la costa atlántica. Una obra de esa magnitud requeriría una inversión cercana a los US$ 1500 millones.

No será sencillo. Ingresar al mercado de productores de GNL es un proceso por demás ambicioso que demandará de una articulación intra-privados y con el sector público que todavía no se avizora con nitidez. Aún así, los fundamentos juegan a favor de las productoras locales de gas natural, que tienen en claro que deberán encontrar nuevos mercados si aspiran a aprovechar el potencial real de producción de gas de Vaca Muerta. El mercado doméstico y el regional no serán suficientes para monetizar las reservas del hidrocarburo atrapadas en la formación no convencional de Neuquén. En esa clave, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló la semana pasada en un evento organizado por el IAPG en Houston que “el GNL es el único proyecto que permitirá monetizar el gas de Vaca Muerta, porque Brasil nunca firmará un contrato de compra de gas a 20 años”.

, Redaccion EconoJournal

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lanzó esta semana una licitación para contratar durante 2025 el servicio de alije —transporte fluvial y marítimo— de combustibles líquidos para las centrales termoeléctricas. EconoJournal accedió al pliego de la licitación, que prevé la contratación de cinco buques para el año pasado, dos bajo la modalidad anual y otros tres de refuerzo para asegurar el suministro de gasoil para el parque de generación térmica durante el pico de invierno.

Lo buques alijadores juegan un rol clave en el abastecimiento de combustibles líquidos porque son los que trasvasan gasoil y fuel oil desde buques tanques o desde terminales portuarias hasta el sitio final de consumo (cada central térmica). Cammesa recibirá las ofertas de la licitación hasta el 1° de octubre. El resultado se conocerá el 17 de octubre.

En los hechos, la licitación deja en evidencia que Cammesa seguirá estando a cargo durante el año que viene de la gestión de combustibles para las centrales térmicas, tal como sucede desde hace dos décadas cuando el gobierno de Néstor Kirchner intervino el funcionamiento del mercado eléctrico. El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, quería que la compra de combustibles vuelva a depender directamente de las empresas privadas, como sucedió durante la década del ’90, pero la opinión generalizada de las compañías generalizadas es que el funcionamiento actual del mercado —todavía altamente dependiente de los subsidios que eroga el Tesoro nacional y por tanto administrado por el Estado nacional— no ofrece las condiciones económicas para dar ese paso. La compulsa que lanzó Cammesa cristaliza esa realidad.

Aún así, fuentes oficiales destacaron a este medio que esta sería la última licitación que realiza Cammesa para asegurar la logística de combustibles. Incluso indicaron que si el gobierno decide acelerar el traspaso de la gestión de combustibles a los privados, Cammesa transferiría los contratos que surjan de este concurso a los generadores bajo el paraguas una transición hacia la desregulación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). .

Licitación

El tender offer que lanzó Cammesa es para asegurar la logística naviera de combustibles para el parque de generación a partir del 1° de diciembre y durante todo 2025. En la línea técnica de la compañía mixta que se encarga del despacho de energía existe preocupación porque interpretan que varias compañías armadoras —que son las que gestionan, de manera integral, la operatoria de los buques alijadores— están evaluando sacar del país algunas de las embarcaciones contratadas por Cammesa y también petroleras privadas (como YPF, Raízen y Axion Energy). De hecho, la firma Antares, por ejemplo, tendría decidido llevarse un buque alijador a Brasil porque las tarifas de transporte son más convenientes.

EconoJournal consultó con distintas fuentes privadas y oficiales que coincidieron en que la licitación la impulsó Claudio Randone, que es el gerente de Combustibles en Cammesa, sin que toda la línea política de la empresa esté al tanto del proceso. Concretamente, la decisión contó con el aval de Jorge Garavaglia, gerente general de Cammesa, que estaba al tanto del proceso, pero no así Mario Cairella, vicepresidente de la empresa, que responde al ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo.

Las empresas navieras que hoy están contratadas por Cammesa son la chilena Antares; Horamar, controlada por el grupo griego Navíos; National Shiping y Maruba, que estuvo ligada al sindicato SOMU (uno de los gremios de operarios marítimos) y en la actualidad está controlada por los empresarios Gustavo Rodríguez Vázquez y Juan Manuel Ondarcuhu, titular del grupo Servicios Portuarios, que administra varios puertos a nivel nacional. Las dos primeras poseen contratos vigentes que expiran el 30 de noviembre. Los contratos de las dos últimas, en cambio, vencen el 30 de septiembre. Por eso, tanto Maruba como National Shipping solicitaron formalmente que se extienda la duración de sus contratos hasta que se conozcan los ganadores de la nueva licitación, porque en caso contrario tendrían menos incentivos en participar de la compulsa.

Visiones encontradas

Rodríguez Chirillo repite desde el inicio de su gestión que quiere desregular el MEM. Por eso, el secretario apunta a que Cammesa vuelva a tener el mismo rol que tuvo en los años ’90, es decir, que sólo funcione como administrador del mercado eléctrico mayorista y no como importador de combustibles para la generación térmica.

Incluso, el 10 de julio la cartera energética dictó la resolución 150 que, en la práctica, prohíbe a Cammesa comprar combustibles líquidos para las centrales térmicas, un cambio radical para el funcionamiento del sector eléctrico. Sin embargo, la licitación que lanzó esta semana la compañía mixta parece hacer oídos sordos a esa normativa.

, Roberto Bellato

YPF, la petrolera bajo control estatal, firmó un acuerdo por la cesión de las áreas que conforman el Clúster Neuquén Sur con la empresa Bentia Energy, la nueva operadora petrolera creada por el ex ministro de Energía Javier Iguacel junto a TB Cargo y a Lucas Logaldo, ex jefe de gabinete del ministerio de Energía durante el gobierno de Mauricio Macri. La empresa tendrá a su cargo los bloques Al Norte de la Dorsal, Octógono Fiscal – el área en la que se encuentra el pozo 1, primer lugar en el que se descubrió petróleo- y Dadin.

La transacción se concretó bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa de desinversión en campos maduros que lleva adelante la empresa que preside Horacio Marín.

Javier Iguacel, CEO de Bentia Energy, aseguró:  «Esta adjudicación es un gran paso para Bentia Energy, fruto del trabajo de nuestro equipo. Estamos emocionados de asumir este nuevo desafío y comprometidos a generar valor a largo plazo para nuestros empleados, comunidad neuquina y para los inversionistas”.

A su vez, el ejecutivo sostuvo que “el Clúster Neuquén Sur representa una oportunidad única para contribuir al desarrollo energético del país y demostrar nuestra capacidad de ejecución”.

Adquisición de campos maduros

Bentia Energy, también en el marco del Proyecto Andes, ya había adquirido el Clúster Neuquén Norte de YPF, que nuclea las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruíz y Las Manadas.

Fue la primera compañía, junto con la pyme Velitec, en firmar con YPF la compra de campos maduros de los que se está desprendiendo la compañía.

Avances

YPF ya firmó un total de nueve acuerdos en el marco del Proyecto Andes que comprenden 25 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Rio Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut.

Según informaron, al igual que hizo con los acuerdos anteriores, este se elevará a los gobiernos provinciales quienes deberán validar el proceso de cesión definitivo de las áreas.

, Loana Tejero

El Grupo Albanesi, una de las mayores generadoras del país, anunció la habilitación por parte de CAMMESA de la 1° turbina de gas de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, que se construye en el sur de la provincia de Santa Fe. “Esta importante novedad se produce tras haber superado los ensayos y ajustes de puesta en marcha, un riguroso proceso que llegó a su fin con la aprobación del acta de conexión por parte de la Empresa Provincial de Energía de Santa Fe y con el aval de CAMMESA”, destacaron desde la compañía a través de un comunicado.

La construcción de esta central representó una inversión de 165 millones de dólares.  Contará con una potencia instalada de 130 MW que se inyectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Además, generará 180 toneladas por hora de vapor para la industria. El vapor resultante de la operación será destinado al complejo industrial de Louis Dreyfus Company, optimizando así su proceso productivo.

La planta

“El desarrollo de la planta es una obra estratégica para el Grupo Albanesi, ya que permitirá dar un salto cualitativo en la infraestructura eléctrica de la región. Se estima que la segunda turbina de gas quede habilitada en el mes de octubre y de esa manera, la primera etapa de la central esté operativa, mientras que la segunda fase se completará en el primer trimestre de 2025. La obra completa generó más de 550 puestos de trabajo locales, incluyendo puestos directos y contratistas”, precisaron.

La Central de Cogeneración Arroyo Seco es uno de los tres proyectos más importantes del Grupo Albanesi y se destaca por ser una de las más eficientes y sustentables del mercado, indicaron desde la empresa. Cuenta con dos turbinas de gas natural de última tecnología para la generación de energía eléctrica y dos calderas de recuperación, diseñadas para aprovechar el calor de los gases de la turbina.

El vapor resultante será utilizado en una tercera turbina de vapor para generar más energía eléctrica y acondicionarlo para ser entregado al complejo industrial de Louis Dreyfus Company, mejorando su eficiencia energética y contribuyendo al cuidado del medio ambiente.

Desde la firma remarcaron que “este hito, junto con otros proyectos que el Grupo ha concluido, como el cierre de ciclo de la Central Térmica de Ezeiza y el avance en el cierre de ciclo de la Central Térmica Maranzana en Río Cuarto, Córdoba, el Grupo Albanesi concreta inversiones por alrededor de 600 millones de dólares, y reafirma su compromiso con el desarrollo productivo centrado en la eficiencia energética y la sostenibilidad”.

A su vez, concluyeron que “el Grupo continúa posicionándose entre las principales generadoras de energía del país, con una capacidad instalada de 1.600 MW, que completando el año se acercará a los 2000 MW, y hoy suministra energía a más de tres millones de hogares”.

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual, llevado adelante por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante julio de 2024 la producción del sector subió un 9% respecto a junio, con valores positivos en finales agroquímicos y básicos orgánicos. Las empresas manifiestan aumento de producción durante este período. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observó que se mantuvo al mismo nivel; mientras que el acumulado del año reflejó valores negativos, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos y finales agroquímicos en una diferencia muy pequeña.

El reporte elaborado por la Cámara destacó que las ventas locales crecieron un 12 % intermensual, argumentadas por mayores volúmenes de ventas.Por su parte, la variación interanual cayó dado que todos los subsectores fueron afectados a excepción de los productos básicos orgánicos.En cuanto al acumulado del año, también se observan valores negativos, salvo para la misma familia de productos mencionados anteriormente.

Exportaciones

La reseña de la CIQyP® destacó que las exportaciones durante julio crecieron un 9% respecto a junio 2024, favorecidas considerablemente por los productos básicos orgánicos.En cuanto a la variación interanual también se observó un aumento importante del 77%, favorecido por todas las familias de productos.El acumulado del año creció a un 30% ayudado por todos los subsectores a diferencia de los terminales agroquímicos y básicos inorgánicos.

El informe registró que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), logró incrementar la producción 1% y las ventas locales un 12% con respecto a junio 2024; mientras que las exportaciones descendieron 1%. Con respecto a la variación interanual, tanto la producción como las ventas locales cayeron; pero las exportaciones subieron el 1%. Por su parte, el acumulado del año presentó caídas en las tres variables analizadas.

Capacidad instalada

En este sentido, el reporte mensual de la CIQyP® manifestó que la capacidad instalada del sector durante julio tuvo un uso promedio del 64% para los productos básicos e intermedios y del 90% para los productos petroquímicos.

Durante julio de 2024, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 29% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 15% en las importaciones y positivas del 22% en las exportaciones.

En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante julio del 2024, alcanzaron los 364 millones de dólares, acumulando un total de USD 2.103 millones en los primeros siete meses del año.

“El sector mostró en Julio 2024 un leve repunte en producción y ventas locales con respecto al mes anterior. Por su parte, las exportaciones han sido un motor clave para nuestro sector, con un aumento relevante en las tres variables, lo cual resalta la competitividad de nuestros productos en el mercado global. Estos resultados demuestran la capacidad del sector para adaptarse y crecer en un entorno desafiante”,señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

Comunidades mapuches cumplen más de 24 horas de protesta frente al ingreso de las plantas de tratamiento de residuos petroleros.

La Confederación Mapuche de Neuquén realiza desde este lunes un bloqueo que impide el acceso a cinco plantas de tratamiento de residuos peligrosos que se ubican en Añelo y que se encargan de recibir material —fundamentalmente lodos de cutting— que proviene de la perforación y completación de pozos en Vaca Muerta. Desde la gobernación provincial, que encabeza Rolando Figueroa, no están convencidos de la implementación del Comando Antibloqueos que creó hace 10 días la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich. Mientras tanto, la Justicia neuquina confirmó a EconoJournal que es inminente el desalojo de la protesta.

El bloqueo impide el ingreso a las plantas Comarsa, Treater, Indarsa, Ecopolo y San, ubicadas en Añelo, el centro neurálgico de Vaca Muerta. Estas instalaciones reciben los desechos derivados de la perforación y fractura hidráulica de pozos petroleros que incluyen los recortes de perforación –cutting– y el agua de producción denominada flowback.

La protesta se da días después de que el Ministerio de Seguridad de Nación diera a conocer -a través de la Resolución 893/24- la creación del Comando Unificado de Seguridad Productiva, un grupo de fuerzas especiales que apunta a evitar cualquier tipo de protesta en Vaca Muerta, en zonas portuarias o mineras y que ya generó mucho ruido en la provincia. Si bien desde el gobierno de Neuquén aún no formalizaron ninguna declaración, fuentes del Ministerio de Seguridad de la provincia afirmaron a este medio que la presencia del comando «atentaría contra la autonomía provincial».

Protesta mapuche

Mientras tanto, esta mañana el fiscal de Delitos Económicos, Juan Manuel Narváez, confirmó a EconoJournal que es inminente el desalojo de la protesta mapuche por parte de la Policía provincial y aseguró que la orden se cumplirá en el transcurso del día mientras aguardan la llegada de efectivos policiales, ambulancias y Bomberos para comenzar con el operativo.

“Ayer se hizo una intimación para que se retiraran y hoy se pedirá el desalojo. Se está coordinando con la Policía porque hay mucha gente en la protesta”, sostuvo en diálogo con este medio.

El bloqueo comenzó en reclamo de una serie de pedidos que incluyen personerías jurídicas, relevamientos de tierras y registro de comunidades. En este sentido, apuntan al gobernador Rolando Figueroa por “incumplir las promesas de campaña”.

La Confederación pide que se reconozca la legalidad de algunas comunidades que habitan zonas cercanas a Vaca Muerta como Newen Kura, en Sauzal Bonito, Futa Xayen, de San Patricio del Chañar o Xem Kimvn, de Cutral Co.

Además, exigen la clausura de las plantas de tratamiento de residuos petroleros, ya que aseguran que “funcionan al margen de las normas ambientales, con el silencio pasivo de la Secretaría de Ambiente”, organismo al que acusan de acumular expedientes con denuncias.

Indarsa es una de las plantas encargadas del tratamiento de recortes de perforación «cutting» o agua utilizada en hidrofracturas «flowback».

Repudio al comando antibloqueos

El pasado 5 de septiembre el Boletín Oficial publicó la Resolución 893/24 que cuenta con la firma de la ministra de Seguridad Patricia Bullrich y que crea el Comando Unificado de Seguridad Productiva.

El documento argumenta que “se han originado graves hechos de violencia, bloqueos e impedimento por medios ilícitos para que se pueda trabajar, comercializar y distribuir libremente la producción, en zonas portuarias de Bahía Blanca, zonas de producción de hidrocarburos como Vaca Muerta, zonas mineras o Parques Industriales”.  En este sentido, afirman que estas protestas significaron “un peligro colectivo a la vida, la libertad y el patrimonio de los habitantes y de las empresas o libre circulación de los trabajadores, como también de su actividad productiva”.

La resolución ordena a la Policía Federal, Gendarmería Nacional, Prefectura Naval y a la Policía de Seguridad Aeroportuaria a conformar este comando y, al mismo tiempo, insta a las provincias a designar miembros de sus fuerzas para formar parte.

Al conocerse la publicación, el primero en expedirse en Neuquén fue el titular del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, quien en una asamblea que se realizó en Rincón de los Sauces manifestó un enérgico repudio y llamó a las operadoras a expresarse en su contra: “Se les ha ocurrido formar un comando antibloqueos y llenar los yacimientos de policía y Gendarmería. Si piensan que con eso nos van a asustar, están equivocados. Les vamos a presentar batalla, que traigan todo lo que quieran”, lanzó

Luego pidió al gobierno de la provincia y a las empresas “rechazar esa idea de llenarnos de milicos para asustarnos. No hace falta que nos quieran domesticar como a un perro. No somos animales para que nos vengan a apalear”.

En diálogo con EconoJournal, fuentes del Ministerio de Seguridad de Neuquén manifestaron que la presencia del comando atentaría contra la autonomía provincial y aseguraron que “una cosa son los territorios nacionales donde Nación tiene injerencia –como las rutas nacionales o el puente carretero- y otra son los provinciales. No corresponde y no es de su competencia”. Consultados sobre la posibilidad de designar miembros para el comando -algo que establece la Resolución- respondieron que no hubo ningún pedido formal desde la cartera que conduce Bullrich.

Por otra parte, los diputados provinciales del Movimiento Popular Neuquino, Comunidad y Unión Por la Patria elevaron un proyecto de repudio donde aseguran que el comando constituye una “velada amenaza a los derechos de los trabajadores y de cientos de empresas que trabajan armónica y pacíficamente en esta región” y rechazan “cualquier intento por parte del gobierno nacional de  apropiarse directa o indirectamente de la seguridad del territorio neuquino”.

, Laura Hevia

Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, encabezó este martes la inauguración del Parque Eólico Pampa Energía VI en Bahía Blanca y  luego conversó con un grupo de periodistas. Allí confirmó que Atucha I va a parar en las próximas semanas para concretar la obra de extensión de su vida útil, lo que descarta el aporte de esa central nuclear para el próximo verano. Además, reconoció que existe un problema de generación de energía, pero descartó que se vayan a implementar cortes programados como ocurrió a fines de la década del 80. «Quédense tranquilos. Eso no va a ocurrir», remarcó.

 –¿Se va a parar Atucha I para avanzar con la extensión de vida o se va a tratar de que llegue al verano? -le preguntó EconoJournal .

–Atucha I entra en parada en las próximas semanas para avanzar con su extensión de vida.que son 30 meses de proyecto.

 –¿Complica más la situación del verano?

–No, eso siempre estuvo previsto.

 –¿Nunca evaluaron no pararla?

–No, lo que alguna vez se pensó es si era posible pararla antes, que vuelva a parar en el verano y volver a pararla, pero no se va a hacer eso.

 –¿Hay un problema de generación?

–Hay un déficit de generación que se va a solucionar con inversión en dos o tres años.

 –¿Y cómo van a resolver ese problema de generación energética en el verano sin Atucha I?

–Nosotros estamos trabajando en gestionarlo, en mitigar cualquier exposición. Dependemos de un montón de factores. Se depende mucho del clima, Del clima de acá depende de a donde lleguen los picos de consumo y del clima de otros lugares, por ejemplo, en Brasil, va a determinar cuánta agua puede haber disponible para generación hidráulica y por lo tanto la posibilidad de importar energía. Nadie te puede decir si va a haber cortes o no va a haber cortes. El que dice eso miente.

 –El déficit de generación lleva a pensar en la posibilidad de aplicar cortes programados.

–No, nadie está pensando en cortes programados. Quédense tranquilos, eso no va a ocurrir.

, Fernando Krakowiak

Pampa Energía inauguró este martes un parque eólico en Bahía Blanca con una potencia instalada de 140 MW, equivalentes al consumo de 200 mil hogares. Es el quinto parque que la empresa construye en el sudeste de la provincia de Buenos Aires, lo que le permitió alcanzar los 427MW de generación eólica y consolidarse como una de las empresas líderes del sector.

Pampa invirtió US$ 260 millones en PEPE VI.

«Desde 2018 llevamos invertidos cerca de 830 millones de dólares en energía renovable, siendo este el sexto parque que desarrollamos. (NdR: uno se lo vendieron a Total). Es un gran orgullo ver qué en sólo seis años nos hemos posicionado como una de las empresas líderes en este segmento realizando un gran aporte a la transición energética», aseguró el titular de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, quien estuvo acompañado por el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, el intendente de Bahía Blanca, Federico Susbielles; y el CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani.

El acto de inauguración, del que participó EconoJournal, inicialmente estaba previsto al aire libre, pero el fuerte viento, con ráfagas de 65 kilómetros por hora, obligó a trasladar el evento a una carpa que había sido montada como plan B, donde los 150 invitados pudieron ver en una pantalla gigante el video de cuándo llegaron los aerogeneradores por barco y de cuando se fue montando cada una de las torres.
El Parque Eólico Pampa Energía VI (PEPE VI), instalado en un predio de 4000 hectáreas a unos 25 kilómetros del centro de Bahía Blanca, demandó una inversión de US$ 260 millones. Está compuesto por 31 aerogeneradores de la danesa Vestas importados de China y es el primero en el país en estar conectado a una línea de 500 kV. que lleva la energía a la Estación Bahía Blanca. Para su puesta en marcha fue necesario la construcción de una estación transformadora y línea de extra alta tensión de 8km.

«El crecimiento de energía renovable es un claro ejemplo de que cuando hay políticas de estado que se respetan a lo largo de los años, independientemente de los cambios de gobierno, el sector privado responde con inversiones de miles de millones de dólares», sostuvo Mindlin.
«Todos saben que la infraestructura está un poco corta para aguantar todo el crecimiento que creemos desde el gobierno que tenemos por delante y necesitamos muchos parques eólicos y muchos Pampa Energía para poder acoplarnos a la oportunidad de crecimiento que tiene la Argentina», remarcó Daniel González.
“Estos proyectos generan importantes ahorros de divisas para el país. Porque en lugar de importar combustible para generar energía, que son más caros y muy contaminantes, usamos inteligentemente nuestros recursos naturales, en este caso el viento” agregó el presidente de Pampa.
Además, afirmó que: “El gobierno nacional está consolidando, después de muchos años, una política de déficit fiscal cero. Sabemos que los argentinos están haciendo un enorme esfuerzo, especialmente los más vulnerables. Cómo empresarios tenemos el deber de acompañar ese esfuerzo, continuando y acelerando nuestras inversiones en el país, generando más actividad y más empleo”.

El crecimiento de Pampa

Pampa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5472 MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos. Además, según datos de CAMMESA, es la empresa privada que más energía genera desde 2018, con un aporte del 15% sobre el total de la Argentina.
Actualmente opera cuatro parques en el sudeste de la provincia de Buenos Aires: PEPE II y PEPE III, ambos de 53 MW, y PEPE IV y PEPE VI de 81 MW y 140 MW respectivamente. Además, posee el Parque Eólico Arauco II de 100MW en la provincia de La Rioja.

, Fernando Krakowiak

NEUQUÉN.- Nueve meses después de asumir como gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa retomó las negociaciones con empresas petroleras para adjudicar nuevas concesiones de explotación no convencional (CENCH) en Vaca Muerta. La novedad es que, tras la sanción de la Ley Bases, la administración patagónica incluyó en esas negociaciones la ejecución de obras de infraestructura para otorgar nuevas concesiones. Entre las negociaciones más avanzadas se encuentra la de Narambuena, un bloque que comparten YPF y Chevron en partes iguales que será operado por la petrolera bajo control estatal. Se estima que la CENCH del área se aprobaría en las próximas semanas.

La Ley Bases estableció que las operadoras de campos convencionales puedan solicitar hasta el 31 de diciembre de 2028 la reconversión de esas áreas en CENCH y extender por 35 años el plazo de concesión. Según indicaron fuentes gubernamentales a EconoJournal, ante la imposibilidad de negociar un nuevo monto de regalías más conveniente –mecanismo que la Ley Bases contempla en el Artículo 125 para nuevas concesiones- la provincia optó por pedirles a las empresas que financien obras de infraestructura estratégicas como redes de gas natural o tramos de algunas rutas provinciales, algo que Figueroa había blanqueado en la Mesa Vaca Muerta que se realizó en Añelo en mayo pasado.

Figueroa visitó Houston la semana pasada para participar del Vaca Muerta’s Day en la ciudad texana.

“Las empresas no están cómodas con cambiar las condiciones (de renegociación) y esto hace que las negociaciones se demoren un poco más”, admitió en reserva una fuente de la industria en relación a la solicitud para que costeen redes domiciliarias de gas o el pavimento de nuevas rutas.

En la gobernación neuquina interpretan que las condiciones de explotación de Vaca Muerta no son las mismas que en 2014, cuando se aprobó en el Congreso nacional la Ley 27.007, que creó la figura de una concesión no convencional y fijó los parámetros de renegociación de las áreas que vencían en 2027. En ese momento, el costo de explotación y las productividades del play no convencional de la cuenca Neuquina eran mucho más altos. Diez años después, con buena parte de Vaca Muerta ya deriskeada, en la provincia argumentan que la renta del negocio ya transitó la curva de aprendizaje, por lo que las empresas tienen mayor espalda para costear proyectos de infraestructura.

Primer ejemplo

Las provincias nucleadas en la Ofephi intentó bloquear la inclusión en la Ley Bases de la cláusula que autoriza a los privados a solicitar la reconversión de campos convencionales en no convencionales hasta 2028, pero ante la decisión del gobierno nacional de incluir ese apartado, optaron por buscar como salida que se financie infraestructura necesaria para garantizar el desarrollo integral de Neuquén.

A modo de ejemplo, la gobernación de Rolando Figueroa logró que YPF aceptara costear el tendido de un gasoducto de 14 kilómetros para llevar gas natural a los barrios de la meseta de Añelo, la localidad que funciona como puerta de acceso a Vaca Muerta, y ahora busca conseguir una obra similar para Rincón de los Sauces, según indicó una fuente al tanto del proceso. Otra novedad es que la provincia aspira a que las petroleras mejoren los aportes en concepto de Responsabilidad Social Empresaria (RSE), estimándola en función de la producción de hidrocarburos que estima de cada operadora.

Narambuena

YPF retomó en los últimos meses el pedido para reconvertir a explotación no convencional el bloque Narambuena, un área de 200 kilómetros cuadrados que se encuentra dentro de la concesión de Chihuido de la Sierra Negra y que fue otorgada en un 50% para YPF y otro 50% a Chevron.

Narambuena está ubicada dentro del área Chihuido de la Sierra Negra.

Los trámites se iniciaron ante la provincia entre mayo y abril con el fin de que las compañías puedan llevar a desarrollo masivo el campo ubicado en el noreste neuquino. Si bien la gestión de estos permisos había comenzado durante el mandato anterior a cargo de Omar Gutiérrez, finalmente no prosperó y ahora YPF aspira a destrabar las negociaciones bajo las nuevas reglas que impone la gobernación de Figueroa. Lo que sucedió, en realidad, es que la victoria del actual gobernador en los comicios de abril de 2023, que marcó la derrota del Movimiento Popular Neuquino (MPN) por primera vez en 60 años, puso en suspenso las aprobación de nuevas CENCH, entre ellas la de Narambuena. Según explicaron fuentes al tanto del proceso,YPF presentó el plan técnico de desarrollo del área y el proyecto ahora está bajo el análisis de la Secretaría de Ambiente y la Dirección de Recursos Hídricos.

“No debería haber problemas para su aprobación, actualmente se está haciendo una evaluación técnica y estimamos que podría salir en este año. Normalmente una CENCH tardaba dos años, pero ya hay una experiencia que permite acelerar estos trámites”, afirmaron.

En 2022 Chevron e YPF habían anunciado que su intención era invertir 3.000 millones de dólares en el desarrollo no convencional del bloque Narambuena que incluían la perforación de 220 pozos en el área, de los cuales 14 horizontales se harían en el marco de la etapa piloto.

, Laura Hevia (desde Neuquén)

La soda ash, conocida también como carbonato de sodio, es un químico alcalino que se presenta en forma de una sal blanca y soluble en agua. Es un componente crucial en la fabricación de vidrio, baterías de litio, detergentes y diversos productos químicos. La Argentina enfrenta desafíos significativos en este mercado, principalmente debido a su limitada capacidad de producción y a la falta de reservas de trona, el mineral del que se obtiene el carbonato de sodio natural. En este contexto, se destacó el anuncio de Álcalis de la Patagonia (ALPAT) de invertir 250 millones de dólares para expandir su capacidad de producción a 550.000 toneladas anuales para 2027.

Desde 2005, Álcalis de la Patagonia (ALPAT) se ha consolidado como el único productor de soda ash en Sudamérica, con una planta ubicada en Punta Delgado, provincia de Río Negro. En un informe difundido por ALPAT y Grupo Indalo se destacó que la empresa utiliza el proceso Solvay para producir 250.000 toneladas anuales de soda ash, abasteciendo principalmente a la industria del vidrio local y ahora apuesta e incrementar su capacidad productiva.

Soda ash en la Argentina

Desde 2018, la Argentina incrementó tanto el monto como el volumen de importación de soda ash, con empresas como ANSAC y Solvay como principales proveedores. En 2023, el país importó 393.000 toneladas, un valor que ascendió a 190 millones de dólares, destinándose principalmente a los sectores productivos del litio y el vidrio​.

La dependencia de las importaciones plantea varios desafíos para la industria argentina. Por un lado, el precio de la tonelada importada de soda ash ha aumentado considerablemente en los últimos años (de 260 dólares en 2018 a 485 dólares en 2023) generando un encarecimiento de la cadena de suministro. 

Este incremento se debe, en parte, a factores externos como el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, que elevó los costos logísticos y energéticos a nivel internacional. Además, la implementación del régimen de admisión temporal en la Argentina permite que empresas multinacionales importen insumos a precios reducidos, generando una desventaja competitiva para productores locales como ALPAT.

Desafíos

La soda ash es fundamental en la cadena de valor del litio. Durante el proceso convencional de producción de litio, la soda ash se utiliza para extraer calcio de las salmueras ricas en sales de litio y convertir el mineral en carbonato de litio, una forma más soluble y fácilmente procesable. Los reactivos, incluida la soda ash, representan el 41% de los costos de producción del litio.

Dado que la Argentina es uno de los principales productores de litio a nivel mundial, la demanda local de soda ash está en constante aumento. Se estima que solo en Argentina se consumirían un millón de toneladas anuales de soda ash para 2030 si se concretan todos los proyectos de litio en marcha, multiplicando así la necesidad de este insumo en Sudamérica a tres millones de toneladas anuales​. 

A nivel mundial, la producción de soda ash -que se divide entre carbonato de sodio (30%) y sintético (70%)- alcanzó un récord histórico de 58 millones de toneladas en 2022. Estados Unidos es el principal productor de soda ash natural, mientras que China lidera la producción de soda ash sintética.

Sin embargo, la capacidad actual de producción nacional no es suficiente para satisfacer esta creciente demanda, lo que refuerza la necesidad de incrementar la producción local para reducir la dependencia de las importaciones y mejorar la competitividad de la industria.

La demanda global de soda ash se proyecta que crecerá a una tasa del 6% anual hasta 2032, impulsada por su uso en la fabricación de vidrio, baterías de litio y detergentes​.

En este contexto, la expansión de la capacidad productiva de ALPAT y la potencial instalación de nuevas plantas de soda ash en Argentina representan una oportunidad estratégica para reducir la dependencia de las importaciones, fortalecer la cadena de valor local y mejorar la competitividad de las industrias vinculadas al litio y el vidrio.

, Mauricio Luna

SALTA (enviada especial)-. Directivos de YPF Luz, la compañía de generación eléctrica controlada por el Estado; y de Central Puerto, una de las dos mayores empresas generadoras de energía del país; brindaron detalles en el Argentina Mining sobre las soluciones energéticas y las oportunidades que hay para abastecer a proyectos mineros en el noroeste del país.

Martín Juárez, gerente de Desarrollo de Negocios de YPF Luz, aseguró que las soluciones incluyen líneas de transmisión de alta tensión para poder llevar energía renovable al sitio donde vayan a operar las mineras. “Para atender las necesidades de la industria tenemos un portafolio diverso en tecnología y ubicación geográfica para capturar todas las oportunidades que haya. Tenemos prioridad de despacho para todo lo que generemos de energías renovables”, remarcó. El ejecutivo de YPF advirtió que “la mayoría de los proyectos mineros están alejados de la infraestructura de energía existente y queremos solucionar esta situación. Por eso estamos trabajando sobre el Proyecto Puna”.

Soluciones

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

Juárez detalló que “se trata de una línea troncal que está pensada en dos tramos. El primero será de 345 kV y el segundo de 220 kV. Tendrá una tensión de distribución de 132 kV. La pensamos acá para dar solución concreta a la minería de litio. Está ubicada estratégicamente”.

Avances

El gerente de Desarrollo de Negocios de YPF Luz informó que el relevamiento de la traza ya fue completado al igual que la topografía área y la primera etapa de los estudios eléctricos. La ingeniería básica presenta un 70% de avances y los estudios geotécnicos un 60%. La licitación se encuentra en proceso ya que fue lanzada en agosto y las servidumbres también están en la misma etapa. 

Por su parte, Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto, destacó que “la minería en el norte argentino es un sector clave para la economía del país con operaciones que demandan un suministro eléctrico constante y de alta calidad. Está la necesidad de las empresas locales de ser más competitivas y de buscar soluciones de abastecimiento más confiables, que garanticen una mayor eficiencia operativa y reducción de costos energéticos”.

Katz detalló que el proyecto que tiene la firma para abastecer la demanda minera consiste en una línea de alta tensión con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna. 

“Hay una posibilidad de abastecer esa demanda con energía renovable y/o térmica competitiva. Prevemos que habrá una demanda inicial de 150 megawatts (MW), con potencial de crecer a 350 – 400 MW a 10 años vista. Esto pone un desafío ingenieril. Estamos concentrados en trabajar desde la Puna hasta el Salar del Hombre Muerto, para poder acercarnos a las diferentes demandas de la zona”, planteó el director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto.

Desafíos

Katz advirtió que se presentan diversos desafíos para llevar a cabo ese proyecto. Uno de ellos radica en la necesidad de cambiar la normativa actual de “open access”, por al menos el plazo de duración del contrato. 

Otro de las cuestiones que marcó el ejecutivo es que se debe dar el desarrollo de ingeniería que brinde una solución confiable a la demanda, cumplimentando la normativa vigente. También, que será necesario cerrar contratos de venta de energía con la demanda interesada, contemplando plazos y etapas de crecimiento de cada proyecto y lograr aprobaciones nacionales y provinciales en los tiempos requeridos por el proyecto. 

El ejecutivo de Central Puerto remarcó: “Esto nos va a permitir establecer la infraestructura necesaria para darle respuesta a esa demanda. Son proyectos que van a ser parte del RIGI porque necesitan ser financiados para ser competitivos. Hay que modificar aspectos de regulación para proteger a esta infraestructura y a los que deciden invertir. Se debe proteger la manera en la que el proyecto se sostiene económicamente. Son propuestas factibles”. 

Por último, Katz expresó que “es una buena noticia que el RIGI se haya convertido en ley y que en la provincia se ratifique. Es un motivo más por el que Salta se hace atractivo para estos proyectos”.

, Loana Tejero

La reciente intervención del jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos, ante la Cámara de Diputados encendió las alarmas en torno a la paralización de la obra de Dioxitek, la nueva planta de producción de dióxido de uranio (UO2) en Formosa. Según su Informe de Gestión, Francos aseguró que el Gobierno Nacional no tomó decisiones para detener el proyecto. Sin embargo, esta declaración no se condice con la realidad en la planta y el impacto financiero que tiene el freno de la obra.

“El Proyecto de la Nueva Planta de Uranio (NPU) en Formosa es crucial para garantizar el suministro de dióxido de uranio, un componente clave para las centrales nucleares de toda la Argentina. Además, representa una importante oportunidad de desarrollo económico y tecnológico para la región. La paralización total del proyecto pone en jaque estos objetivos, lo cual afecta directamente al suministro de combustible nuclear en el país”, expresó Julio Aráoz, expresidente del Directorio de Dioxitek.

Contrario a lo que comunica el Gobierno nacional, en la actualidad, la planta de Dioxitek en Formosa no avanza y opera sólo en un modo mínimo de seguridad. Además, la falta de financiamiento nacional llevó al despido de personal técnico y profesional: 36 trabajadores fueron desvinculados en lo que va del 2024.

La falta de transferencias comprometidas por parte del Gobierno nacional provocó la paralización total del proyecto NPU. Las deudas acumuladas con los contratistas que trabajan en el proyecto también producen un importante perjuicio económico y potenciales conflictos legales para Dioxitek, lo que pone en riesgo su poca estabilidad operativa.

El corte del proyecto también tiene implicancia para la planta de Dioxitek en Córdoba, cuyo futuro está directamente ligado al avance de la obra en Formosa. La renovación del permiso para operar más allá de diciembre de 2024 está en riesgo y perjudica el panorama de la energía nuclear.

Una situación incierta y urgente

Para el Informe de Gestión de Francos, desde la provincia se planteó la necesidad de aclarar por qué el Gobierno nacional incumplió el acuerdo homologado judicialmente para la construcción de la planta en Formosa y cómo se remediarán los más de 150 millones de dólares ya invertidos. También se pidió evaluar las consecuencias legales y económicas de la paralización, que aún no fueron adecuadamente analizadas.

Las respuestas del Gobierno nacional sobre el estado del proyecto dejaron mucho que desear. Guillermo Francos aseguró que no había decisiones para detener la obra, pero los hechos cuentan una historia diferente. Sostienen que a diciembre de 2023 el avance del proyecto era del 69,5%, con una inversión de aproximadamente 149 millones de dólares, frente a una estimación total de 214,5 millones. Según Francos, la interrupción de las partidas del Tesoro desde septiembre de 2023 “demoraron” la construcción.

Esta respuesta demuestra contradicción en cuanto a su grado de avance, en una entrevista radial en el mes de julio el expresidente del Directorio de Dioxitek, Julio Aráoz, expresó: “Es una inconsistencia la paralización y el freno en las obras en una empresa que es clave en la industria y que está en un 80% terminada y próxima a quedar operativa”.

Falta de respuesta del Gobierno sobre la obra de Dioxitek

“Desde el ministerio de Economía se informa que a la fecha no hay ninguna decisión ni comunicación del Gobierno Nacional en donde se informe o solicite a DIOXITEK no culminar o no continuar la Obra NPU en la Provincia de Formosa”, sostuvo el ministro.

“Durante la gestión anterior de Gobierno, en el mes de septiembre del 2023 se dejaron de recibir partidas de parte de Tesoro de la Nación, por lo que el ritmo de la obra se ha disminuido y DIOXITEK se encuentra en una situación deudora con algunos proveedores, pero de ninguna manera se ha detenido la obra”, negó Francos.

“Al momento no hay un perjuicio patrimonial dado que se están haciendo las inversiones y tomando todos los recaudos para que esta ralentización no perjudique la infraestructura y los equipos existentes en la NPU. No se ha efectuado el análisis de eventuales consecuencias penales, no se ha solicitado o instruido a DIOXITEK a no culminar la obra”, respondió el funcionario, sin brindar certezas al respecto.

Francos argumentó que la desaceleración se debe a la falta de partidas del Tesoro y que, a pesar de la situación de deuda con proveedores, no se detuvo la obra. Sin embargo, la falta de transparencia y la ausencia de un análisis adecuado sobre las consecuencias legales y económicas de la paralización generan una gran incertidumbre sobre lo que ocurrirá a futuro con Dioxitek en Formosa.

El futuro de la planta y la seguridad del suministro de combustible nuclear en la Argentina están en una encrucijada crítica. La disparidad entre la información oficial que da el Gobierno Nacional y la situación real pone en evidencia una falta de claridad y una crisis que requiere una pronta resolución, no sólo para el proyecto, sino para todo el sistema de generación de energía, cuya reactivación es crucial para mantener el equilibrio energético del país.

, Redaccion EconoJournal

Transportadora Gas del Sur (TGS), la compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, fue distinguida con el máximo galardón de los Premios Fortuna 2024 a las mayores y mejores empresas del país. «El crecimiento y el desarrollo que tgs viene llevando a cabo en los últimos años, le otorga no solo un posicionamiento como una compañía de energía líder en el sector del Oil & Gas, sino que le genera reconocimientos por parte de otros sectores empresariales de nuestro país», destacaron desde la compañía a través de un comunicado.

Luego de recibir el premio en manos de Jorge Fontevecchia, director del Grupo Perfil, el CEO de tgs, Oscar Sardi, manifestó: “En especial, quiero destacar el compromiso de nuestros accionistas controlantes, Pampa Energía y familia Sielecki, de continuar invirtiendo y creciendo en el sector energético de nuestro país, permitiendo a tgs transformar su negocio fundacional de transporte de gas natural por gasoductos hasta consolidarse como líder en la prestación de servicios a lo largo de toda la cadena de valor del gas natural”.

A su vez, el ejecutivo aseguró: “Recibir este importante reconocimiento es motivo de orgullo para quienes formamos parte de tgs y refleja el esfuerzo y compromiso de las 1,100 personas que trabajan día a día para contribuir al desarrollo de nuestro país”.

Desarrollo

En base a este reconocimiento, desde la transportista afirmaron: «Cabe destacar que la compañía lleva invertidos en el orden de 800 millones de dólares en Vaca Muerta desde el año 2018 y tiene proyectos para continuar ampliando su portfolio de servicios midstream a nivel nacional».

El premio que otorga la Revista Fortuna reconoce anualmente a empresas nacionales de sectores como el alimenticio, eléctrico y petrolero, como las industrias automotrices, de telecomunicaciones y los bancos. La elección de las compañías surge de la evaluación que realizó Aurum Valores, el agente de bolsa que acompañó a la revista en el análisis de los premiados.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno va a designar en las próximas horas a Tristán Socas, un especialista en finanzas, como nuevo presidente de la empresa estatal Enarsa. Socas reemplazará en el cargo a Juan Carlos Doncel Jones, quien sin embargo seguirá en la compañía, pero solo como gerente general y ya no como titular del Directorio (hasta ahora ocupaba ambas posiciones). Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales al tanto del nombramiento.

Socas es un ingeniero industrial recibido en el ITBA que luego se especializó en finanzas en la London Business School. Hasta el 2017 trabajó en el Standard Bank en Londres. En 2018 se incorporó a BAF Capital como director ejecutivo. Y a fines de 2022 se desvinculó de esa compañía y en marzo del año siguiente fundó AAA+ Finance.

Tristán Socas es un experto en Finanzas que se desempeñó durante año en BAF Capital.

El armado de Santiago Caputo

Las fuentes consultadas por este medio indicaron que quien lo eligió para la presidencia de Enarsa —una de las empresas públicas que pretende privatizar el gobierno— es el asesor presidencial Santiago Caputo, quien no ocupa un cargo en el Estado Nacional, lo que le evita tener que rendir cuentas sobre sus acciones, pero viene acumulando cada vez más poder en la gestión de la administración de Javier Milei y en especial dentro del área energética.

Hace algunas semanas impulsó a Alberto Lamagna como nuevo presidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) y a Guido Giana y Jeremías Coppola como directores de la empresa que administra las centrales atómicas, quienes asumieron hace dos semanas. A su vez, Caputo fue quien les ofreció la postulación como jueces de la Corte Suprema a Ariel Lijo y Manuel García-Mansilla.

La intención oficial es que la llegada de Socas a la presidencia de Enarsa le abra la puerta al nombramiento de al menos dos directores nuevos en la empresa estatal, según consta en la nota de llamado a asamblea general ordinaria de Enarsa que está firmada por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo y tiene fecha del 9 de septiembre.

Enarsa administra una disímil agenda de temas como la importación de gas desde Bolivia y de Gas Natural Licuado (GNL), la construcción de plantas compresoras del Gasoducto Néstor Kirchner, que aún están inconclusas; el contrato con la china Gezhouba por la instalación de las dos represas hidroeléctricas en Santa Cruz, que sufrió múltiples alteraciones temporales; y la propiedad de las represas hidroeléctricas del Comahue, cuyos contratos originales de concesión finalizaron el año y el gobierno tiene pendiente cómo reconcesionará o reprivatizará las centrales.

Santiago Caputo, una de las tres personas más importantes del gobierno, gana terreno en el área energética.
, Nicolas Gandini

HOUSTON (enviado especial).- Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, quiere acelerar los plazos de ejecución del Vaca Muerta Sur (VMOS), uno de los proyectos insignia de su gestión al frente de la petrolera bajo control estatal, que prevé la construcción de un oleoducto desde Neuquén hasta Río Negro y la construcción de un puerto de exportación de crudo en Punta Colorada, en la provincia patagónica.

El directivo afirmó que “en dos semanas cerramos la convocatoria (al resto de los productores de Vaca Muerta) a sumarse al VMOS. El que no entró (en esa fecha), no entró y va a tener más caro su acceso a la capacidad de transporte de crudo”. Lo hizo en el evento “Shale en Argentina”, organizado este jueves en esta ciudad por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), del que fue uno de los oradores centrales.

“Cada día que nos demoramos con este proyecto le hace perder al país 12 millones de dólares. Por eso, queremos llevarlo adelante. Todas (las empresas) vamos a tener una misma tarifa, pero el que no ingresa en la primera etapa, se queda afuera. YPF no es más la YPF boba, es una empresa privada que tiene que generar valor para todos los accionistas”, advirtió el presidente de la mayor petrolera del mercado argentino en lo que pareció ser un mensaje para el resto de las petroleras que operan en Vaca Muerta. Hasta el momento, sólo dos compañías firmaron la carta de intención para sumarse formalmente a la iniciativa, que demandará una inversión de alrededor de US$ 2600 millones. Resta saber qué decisión tomarán otros players como Pluspetrol, Tecpetrol, Shell, Chevron y Pampa Energía, entre otros.  

GNL

Marín se definió como un “soldado del GNL” en referencia a su estrategia de impulsar la construcción de una planta de licuefacción de Gas Natural Licuado de 30 millones de toneladas métricas de gas en Río Negro.

“En India (estuvo la semana pasada en Asia junto con el ministro de la Unión de Petróleo y Gas de ese país) me dijeron que si no llegamos en 2030 con el proyecto de GNL nos olvidemos de ser proveedor de la India. En Alemania nos dijeron lo mismo, que si no llegamos a 2031 estamos fuera. Con YPF estamos abriendo el mercado, pero este tiene que ser el proyecto de GNL de toda la Argentina. YPF va a tener un share (participación) del proyecto, pero no será el único dueño de la compañía”, expresó.

Horacio Marín fue el orador principal del Shale en Argentina organizado en Houston por el IAPG.

El titular de YPF trazó un escenario de lo que, a su entender, son las oportunidades reales con las que cuenta la Argentina para capturar nuevos mercados de gas natural en el futuro para colocar el fluido que se extraerá en Vaca Muerta. “Me dicen que apuntemos a la urea (en referencia a la duplicación de Profertil), pero la urea son 2 millones de m3/día de gas natural. Si sextuplicamos la producción de urea, serían 6 millones. Chile, si te lo comes todo (SIC), podría representar otros 15 millones de m3. Brasil no te va a comprar gas a 20 años. Nadie te va a firmar un contrato a largo plazo, porque tienen el presal (el potencial offshore). Nosotros vinimos a ampliar la torta: sin GNL la Argentina no podrá desarrollar sus recursos gasíferos”, destacó.  “Entonces, es el mercado regional regional y el GNL en conjunto”, concluyó.

, Nicolás Gandini (desde Houston)

HOUSTON (enviado especial). – El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, expuso sobre el potencial que posee la provincia ante referentes de la industria del Oil&Gas, en la nueva edición del Shale in Vaca Muerta organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) y el IAPG Houston que tuvo lugar este jueves en Estados Unidos. El mandatario neuquino se refirió a la oportunidad que posee la Argentina con Vaca Muerta y consideró: “Si reinvertimos la ganancia del gas y el petróleo, vamos a salir más rápido del cepo cambiario”.

Figueroa advirtió que existe una carrera contra el tiempo que implica ser más eficientes. “Por la sanción de la Ley Bases habrá yacimientos destinados únicamente a la exportación. El mercado doméstico va a estar plenamente abastecido, pero ahora nuestro desafío será ser más eficientes para competir en el mercado de exportación”, aseveró.

Pasos a seguir

El funcionario detalló que desde la provincia“hay un programa en marcha para triplicar la producción de petróleo y gas (incluyendo el GNL) para 2031. Esto requiere de muchas inversiones. En Neuquén, tenemos 47 áreas no convencionales concesionadas. 15 están otorgadas a petroleras de primer nivel y 14 tiene la empresa petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GYP). Sólo está otorgado el 33% de Vaca Muerta”.

Ante este escenario, Figueroa sostuvo que “se debe monetizar el subsuelo, no podemos fracasar. Esta es la última oportunidad de los neuquinos de trabajar con el subsuelo y de los argentinos de hacer las cosas bien. Con este recurso, podríamos generar exportaciones por US$ 30.000 millones para 2030, sería una nueva pampa húmeda sin riesgo climático”.

RIGI

El gobernador patagónico dio a conocer que enviarán una Ley a la Legislatura de Neuquén. “Vamos a adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones y lo vamos a complementar con esa normativa que va a premiar y atraer distintas productividades. Contemplamos diferimientos tributarios y nuestras empresas tendrán un apoyo económico. También, habrá formación para compañías locales”, planteó.

“Tenemos una oportunidad de convertir a Neuquén en un polo de procesamiento de datos. Esto generará mucha temperatura, pero nosotros en la provincia contamos con un enfriamiento natural. Por eso debemos trabajar en el desarrollo de la infraestructura y las vías de comunicación”, adelantó.

Reinversión

El mandatario de Neuquén informó que las regalías se invertirán para
tener una provincia próspera más allá de Vaca Muerta. “Siempre tiene que ser un win-win para ambas partes, trabajar en forma conjunta, acordando con las operadoras. Trabajamos, y mucho, en la reglamentación de la Ley Bases. Estamos construyendo un horizonte”, aseguró.

A su vez, remarcó: “Nosotros tenemos superávit fiscal en el semestre. Hemos dado vuelta la matriz de la provincia. Debemos estar ordenados. Uno de los puntos centrales es la educación. Las becas que se reciben en la provincia se financian en buena medida del gas y petróleo y debemos trabajar para que cuando no esté más el Oil&Gas tengamos una población educada”.

, Por un enviado especial.-

HOUSTON (enviado especial).- El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, participó de la cuarta edición del «Shale in Argentina», el evento organizado este jueves en esta ciudad por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), tanto por su casa central en Buenos Aires como por su sede en Houston, que se está desarrollando en el Hotel Hilton DoubleTree en Houston, Estados Unidos. Allí el funcionario realizó un balance sobre la gestión del área energética e informó cuáles son los pasos a seguir para los próximos meses. En esa línea, advirtió: “Estamos trabajando en mejorar los tratados de protección a la inversión, con foco especial en reducir los plazos de arbitraje. No puede ser que el inversor extranjero que ha confiado en nuestro país y tuvo alguna controversia con el Estado nacional tenga que esperar 12 o 15 años para recuperar la inversión”.

El titular del área energética precisó que “lo que buscamos en este tipo de tratados es que todos los mecanismos sean más rápidos” y remarcó que una de las metas de la gestión es maximizar la renta. “Ese es el verdadero cambio de modelo que está fijado como objetivo de la Ley de Hidrocarburos, maximizar los recursos en esta ventana de oportunidad, sin perjuicio de satisfacer las necesidades del país. Por eso, es fundamental entender que se eliminaron las autorizaciones para exportar. La exportación es un derecho”, planteó.

Esto es así porque el artículo N° 6 de la Ley de Hidrocarburos define que las empresas productoras podrán exportar libremente los recursos que extraigan del subsuelo, siempre y cuando no exista una objeción por razones técnicas y económicas por parte de la Secretaría de Energía. Sobre este punto, Rodríguez Chirillo explicó que “esa no objeción no significa que la exportación que se objeta no se vaya a poder hacer, sino que la Secretaría tendrá que dar con motivos técnicos y económicos relacionados a las condiciones de seguridad de suministro. Lo importante es que se ha invertido el orden de la prueba. Las empresas ahora tienen el derecho a exportar y la autoridad de aplicación podrá hacer alguna objeción, pero sólo tiene un plazo de 30 días para hacerlo”.

El funcionario también detalló que se encuentran trabajando en conjunto con el IAPG sobre un estudio de los recursos y reservas de hidrocarburos existentes en la Argentina, a fin de que los inversores tengan una tranquilidad adicional en su inversión.

Cambio de modelo

En su participación en el Shale in Argentina, Rodríguez Chirillo adelantó que la Reversión del Norte estará lista entre fines de septiembre y mediados de octubre. Se trata de una obra clave puesto que permitirá reemplazar los volúmenes de gas que se importan desde Bolivia, que está en declino productivo, por gas no convencional de Vaca Muerta y que abastecerá a nuevas industrias y hogares de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy.

Respecto al precio de los combustibles líquidos, el responsable de Energía resaltó que“el mercado fue fijando un sendero para alinearnos con el precio de exportación. Lo hemos alcanzado, estamos muy cerca y es lo que se va a mantener”.

Cuellos de botella

Chirillo también expuso sobre los cuellos de botella que aquejan al sector y sobre los pasos a seguir para darles una solución y aprovechar el potencial que posee la Argentina. “Teníamos un problema de infraestructura. El gobierno anterior nos debió haber dejado un sistema de transporte con las plantas compresoras”, cuestionó.

No obstante, expuso sobre el trabajo impulsado por la Secretaría para impulsar obras estratégicas y destacó la creación del Régimen de Iniciativa Privada para la Infraestructura. Chirillo puntualizó que a través de este mecanismo “el Estado puede declarar de interés público a un proyecto y llamar a concurso. Naturalmente, lo más probable es que el concurso lo gane la empresa que ganó el proyecto, pero en caso contrario se le reconocen unos honorarios y los costos de desarrollo de la iniciativa”.

Balance

El secretario se refirió a uno de los cambios más sustanciales que introdujo el gobierno para darle fin a la primacía del suministro del mercado interno de petróleo y gas por sobre el de exportación, un cambio que marcó un quiebre respecto a las demás modificaciones introducidas en el marco regulatorio de las últimas dos décadas puesto que siempre se había priorizado el autoabastecimiento.  “Queremos pasar a ser un modelo de exportación neto. En los últimos 20 años, algo que nos hizo mucho daño fue el autoabastecimiento y soberanía energética. Ahora las empresas tienen el derecho reconocido en la Ley Bases para la libre comercialización del exterior por cualquier vía, por ductos a Chile, Brasil. Hay un reto muy importante por ductos”, aseguró el funcionario.

Por último, Chirillo aseveró: “Estamos impulsando verdaderos cambios de fondo. Hubo un intento en 2016 pero no se llegó a alcanzar una reforma como la que estamos haciendo ahora. En 20 años, el Estado subsidió 104.000 millones de dólares. El modelo estaba agotado. Nosotros hemos bajado subsidios en siete meses por 2.736 millones de dólares”.   

, Nicolás Gandini (desde Houston)

La matriz de generación es hoy diferente por la inserción de las energías renovables lo que hace que las recetas de los 90 no sean válidas. Aplicar en estos momentos la sanción de costos margínales como precio spot en lugar del costo medio, como se realiza con la sanción de precios estacionales, conllevaría a un proceso de incrementos y subsidios insostenibles de apropiación de todo el excedente del consumidor.

La evaluación de inteligencia indica que debe implementarse una acción disruptiva, que lleve a la modernización del sistema de garantía de suministro para las inversiones del RIGI (especialmente mineras), complementando la infraestructura critica para tal fin y haciendo crecer al alicaído mercado de las grandes construcciones en función de los futuros flujos de fondos proveniente de la implementación de los proyectos y recaudación impositiva derivada al respecto.

La libertad de contratación es el objetivo final entre la oferta y la demanda a voluntad de las partes. La acción disruptiva pasa por partir el despacho de generación separando el segmento residencial y el resto y alocar las generaciones más baratas al mercado residencial y el resto al mercado para que se transforme en un mercado de contratos con obligación del demandante de contratar toda su curva de carga con un generador.

Haciendo revisión se puede tomar todo el año 2023, tomar los DTE, de allí se puede ver los reconocimientos que se le imputan a cada generador ya sea con contratos a término con CAMMESA de privado de algunas licitaciones efectuadas por la firma, tanto del programa RENOVAR como del programa Térmico resoluciones 21 y 287.

A la generación térmica resulta necesario adicionar los costos de combustibles y de transporte de estos. Por último, se le debe adicionar los costos de transporte imputables a la generación

El cuadro siguiente muestra el resultado de la simulación, basado en datos reales del 2023 en donde en las columnas se consignan todos los valores remunerados a la generación y en la fila la unidad generadora independientemente de su fuente primaria de funcionamiento.

Haciendo lo mismo con toda la generación y tipo, podemos construir una curva típica monótona de carga podemos construir una curva como la siguiente para a cada mes:

La línea roja vertical muestra la intersección donde la demanda residencial es abastecida por la monótona de generación y el precio de corte para el punto de desequilibrio entre la demanda residencial y la generación. El segundo eje la línea amarilla muestra el % de la demanda de energía que se va cumpliendo y su costo de abastecimiento final del último mega watt hora solicitado. El eje de ordenadas es el costo en U$S/MWh de la unidad abatecida.

En una etapa intermedia como la propuesta se podría, mientras se realizan las ecuaciones normativas hacia el equilibrio de costos asociados a la demanda, asignarse distintos escalones N1, N2 y N3. Por ejemplo asignar los costos a estos segmentos en el precio de compra y no sería necesarios subvencionar desde las cuentas del Estado, estableciendo que cada Banco o Distribuidora actúe por cuenta y orden y reenvíen el importe a CAMMESA. Todo el excedente entre el costo de generación y el precio tope de N1, por ejemplo, puede utilizarse para compensar el costo adicional para los usuarios no residenciales. La mayoría de los no residenciales ya cuenta con contratos a términos. Es interesante ahondar en este segmento para que una vez abastecida la demanda de los N y consumos preferenciales al N1 puedan contractualizar el total de su demanda, pagando durante un periodo de transición un sobrecosto participativo que tienda al equilibrio basado en la oferta y la demanda. Capitulo parte merece tratarse los costos de peaje. A medida que se vaya cumpliendo las etapas se debe ir achicando las diferencias entre los N1, N2 y N3.

* Ex funcionario del área energética.

, Vicente Serra Marchese *

La finalización de más de un centenar de contratos laborales en la construcción del proyecto CAREM desató una nueva polémica sobre la continuidad de la obra entre los gremios y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Los sindicatos denunciaron la paralización del proyecto, pero desde la CNEA respondieron que la obra continúa y que el esfuerzo ahora estará centrado en la solución de los desafíos de ingeniería y montaje electromecánico en el reactor prototipo. Por el momento, no aparece una alternativa de relocalización para los más de doscientos trabajadores desvinculados de la obra en el complejo nuclear Atucha en Zárate, como podría ser el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, cuyo comienzo hoy es una incógnita.

Esta semana finalizaron 140 contratos laborales en el proyecto CAREM con las empresas contratistas Masoero y Asociados, Conuar y Centro Construcciones. La cifra asciende a más de 200 despidos si se suman otros 89 contratos terminados hace dos meses. Masoero y Asociados es una empresa subcontratada por Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), la operadora de las centrales nucleares y contratista principal en la obra del reactor.

Una audiencia llevada a cabo el viernes entre autoridades de NA-SA, CNEA, Jefatura de Gabinete de Nación y los gremios UOCRA y UECARA finalizó sin una solución al reclamo gremial de continuidad de los puestos. Frente a la falta de respuestas, la seccional Zárate de la UOCRA y la UECARA declararon la huelga por tiempo indeterminado hasta recuperar el 100% de los puestos de trabajo.

El secretario general de la UOCRA Seccional Zárate, Julio González, atribuyó la finalización de los contratos a una decisión del gobierno nacional de detener el proyecto. “La decisión de la CNEA es paralizar el proyecto”, disparó. El dirigente gremial advirtió que también peligran otros 160 puestos vinculados con las tareas de hormigonado, contratados a través de las empresas Nissan y Carjor.

UOCRA Zárate declaró la huelga por tiempo indeterminado hasta que se reincorpore a los trabajadores.

La respuesta de CNEA

Desde la CNEA comunicaron que las desvinculaciones responden a que el proyecto está en una avanzada etapa de construcción de la obra civil y los contratos asociados a tareas específicas están finalizando. “La obra civil está esencialmente terminada. Faltan detalles que se van a ir completando en los próximos años, a medida que avancen los temas de ingeniería y el montaje electromecánico. Conforme se vayan terminando la ingeniería civil, la obra y lo que estaba planificado, van a ir entrando las otras especialidades”, afirmó el presidente del organismo, Germán Guido Lavalle.

Los temas de ingeniería y de montaje electromecánico se vinculan con la Revisión Crítica de Diseño del reactor CAREM, adelantada por Guido Lavalle a EconoJournal en mayo. El presidente de la CNEA confirmó este martes que ese trabajó culminó. “La revisión de ingeniería que se realizó muestra que, siendo un proyecto innovador, hay elementos para profundizar y probar. Son componentes nuevos y habrá que testearlos en condiciones de operación al momento de ser incorporados al reactor”, afirmó.

La CNEA agregó en el comunicado que se abocará junto al gobierno nacional al trabajo de ingeniería para poder llevar al CAREM a un nuevo estadio y que el proyecto “requerirá de nuevos fondos en el futuro”.

La Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM) es un prototipo de reactor modular pequeño (SMR por sus siglas en inglés) de 32 MW eléctricos. Es el primer reactor de potencia (de generación de electricidad) de diseño nacional. El objetivo del prototipo es probar el diseño y las tecnologías que permitirían avanzar a una versión CAREM comercial, de mayor potencia, en módulos de más de 100 MW.

Fuentes conocedoras del proyecto consultadas por este medio señalaron que la revisión de diseño es lógica por la complejidad del proyecto, aunque agregaron que existen trabajos civiles que podrían continuar más allá de la misma, como es el caso de las instalaciones vinculadas al balance de planta. Por ejemplo, la terminación de la sala para la turbina eléctrica Siemens.

No es la primera vez que se siembran dudas en torno a la continuidad de los proyectos nucleares como el CAREM o el reactor multipropósito RA-10. A principios de año, la presidencia anterior de la CNEA reclamó al gobierno nacional una deuda que derivó en el incumplimiento de pagos a los contratistas de los proyectos. Los abruptos recortes en las partidas presupuestarias para la obra pública y para ciencia y educación llevaron a pensar en una parálisis de los proyectos de la CNEA, aunque su construcción prosiguió a diferentes ritmos. En el caso del RA-10, las obras avanzan a buen ritmo, con un presupuesto comprometido para este año equivalente a US$ 40 millones según pudo saber este medio. El reactor tiene una fecha tentativa de puesta en operación para fines de 2025.

Reactor CAREM, agosto 2024. Fuente: CNEA.

Extensión de vida de Atucha I

El reclamo gremial en el CAREM se inscribe en un cuadro laboral complejo en Zárate y en el sector nuclear en general. González explicó que solo en el municipio se perdieron 3000 puestos de trabajo en el sector de la construcción desde comienzo del año. En lo que respecta al área nuclear, existen dudas sobre la ejecución del proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, que debería comenzar a fines de este mes.

El representante de la seccional de la UOCRA duda que los trabajadores despedidos del CAREM puedan ser relocalizados en el proyecto de extensión de vida de la central nuclear. “No es una alternativa para estos compañeros que hoy están siendo despedidos ni para los compañeros que ya venían esperando por una alternativa laboral debido a que Nucleoeléctrica avanza con la extensión de vida pero también manifiesta estar desfinanciado”, dijo González en declaraciones a AM 750.

El nuevo directorio de Nucleoeléctrica, que acaba de llegar a la empresa impulsado por el asesor presidencial Santiago Caputo tal como adelantó EconoJournal, no dio señales públicas aún sobre la ejecución del proyecto de extensión de vida. En el escueto comunicado interno sobre la asunción del directorio, Alberto Lamagna, el nuevo presidente la empresa, destacó como objetivo “la incorporación de capital privado en una empresa como NA-SA, líder en la generación de energía nucleoeléctrica en la región”.

El gobierno sondeó con la Autoridad Regulatoria Nuclear la posibilidad de postergar el proyecto para después del verano para poder contar con Atucha I. Pero el organismo regulador del sector nuclear desaconsejó poner a Atucha I en operación en el verano porque la central ya cumplió su ciclo y debe comenzar la parada de reacondicionamiento para extender su vida útil por 20 años más, una obra que tomará dos años.

, Nicolás Deza

La transición energética es uno de los retos más urgentes a los que se enfrenta el mundo en la actualidad y hoy las empresas del sector cuentan con un nuevo y poderoso aliado para alcanzar ese objetivo: la inteligencia artificial generativa. De acuerdo con un nuevo estudio de Accenture, esta tecnología puede mejorar la productividad en casi la mitad de las actividades de la industria. Ante esto, para 2030, la inversión del sector en IA generativa se triplicará, desde aproximadamente US$ 40.000 millones al año a más de US$ 140.000 millones.

Las empresas pioneras en la adopción de la IA generativa ya están capturando el valor de esta tecnología haciendo más productivas las etapas de exploración, desarrollo y producción, al mismo tiempo que están reinventando algunos de los flujos de trabajo más críticos. Un ejemplo es lo que está haciendo una reconocida empresa petrolera, la cual está utilizando la IA generativa para acceder en tiempo real a información de más de un cuarto de millón de documentos, a través de un chat.  En términos prácticos, esto significa que un recién graduado puede acceder inmediatamente al conocimiento de un veterano de la industria, lo que aumenta significativamente la eficiencia, productividad, la mejora de las habilidades y la reducción de riesgos en la ejecución.

Oportunidades

La inteligencia artificial generativa ofrece tres oportunidades clave a la industria de energía. En primer lugar, mejora el tiempo y los costos de los proyectos. Esto, debido a que permite una mejor previsión del cronograma del proyecto, la reducción de retrasos, sobrecostos y otros riesgos, al proponer acciones de mitigación efectivas. Puede reducir el tiempo necesario para realizar el concepto inicial, la ingeniería y el trabajo de diseño detallado, comprimiendo los procesos de revisión y aprobación hasta a la mitad.

En segundo lugar, mejora la eficiencia y la productividad de los activos. Al aprovechar los datos operativos, la IA generativa puede mejorar el mantenimiento, las operaciones y la eficiencia de los activos clave ya que ayuda detectando tempranamente anomalías y fallas, la previsión de consumo y crea perfiles de consumidores con precisión.

La tercera oportunidad clave es que fortalece la gestión de la oferta y la demanda. La IA generativa puede manejar grandes cantidades de datos estructurados y no estructurados, lo que permite nuevas soluciones que pueden predecir o sugerir automáticamente o responder a la demanda de energía. En última instancia, esto podría aplanar la curva de demanda, reducir el gasto de capital requerido en infraestructura física y mejorar las tasas de uso general.

Para obtener valor de la IA generativa, las empresas deben acceder a los datos correctos y a un núcleo digital sólido. Así también, es necesario que se aseguren de establecer programas de IA sólidos y responsables, un compromiso fundamental, dados los imperativos de la seguridad energética y los continuos avances en la IA y las políticas gubernamentales en torno a su uso responsable.

Al adoptar de manera responsable y sostenible las nuevas tecnologías y, específicamente, IA generativa, la industria puede acelerar el avance de la transición energética.

*Líder de Consultoría en Energía de Accenture Argentina.

, Nicolás Ruíz Moreno

El gobierno finalmente oficializó este miércoles la designación de Daniel González como secretario de Coordinación de Energía y Minería. Tal como había anticipado EconoJournal, el ex CEO de YPF se sumó al gobierno a principios de julio bajo las órdenes del ministro de Economía, Luis Caputo, pero su nombramiento aún no se había formalizado. De hecho, la semana pasada salió una resolución que creó el Comité Evaluador de Proyectos RIGI y se estableció que la Unidad de Coordinación RIGI estaría a cargo del Secretario Coordinador de Energía y Minería, cargo que seguía vacante.

González surgió como opción para relanzar la gestión del área energética que venía con problemas por la deslucida tarea del secretario Eduardo Rodríguez Chirillo. De hecho, en un primer momento se evaluó que directamente lo reemplazara, pero al final se optó por esta alternativa consistente en mantener al secretario, pero licuarle gran parte de su poder.

El mes pasado González viajó junto al presidente Javier Milei a Chile para participar de un evento de gas natural organizado por Gas Andes, mientras que Chirillo se quedó en Buenos Aires. Ahora tendrá a su cargo el análisis de las solicitudes de adhesión al RIGI y los distintos planes de inversión que se presenten, tarea de la que Chirillo también fue marginado.

Además, sigue de cerca temas clave del área como la política tarifaria, donde Caputo había evidenciado diferencias claras con Chirillo. De hecho, la suba del gas natural autorizada a partir de septiembre apuntó más a avanzar con la quinta de subsidios del Estado en el sector que a recomponer los ingresos de las empresas reguladas —distribuidoras y transportistas— por efecto de la inflación.

De ese modo se buscó corregir —aunque más no sea parcialmente— la recomposición del margen de distribuidoras y transportistas autorizado en abril por impulso de la Secretaría de Energía. En aquella ocasión se otorgó una recomposición del VAD y del margen de transporte de gas natural que había llamado la atención de algunos consultores del sector, dado que al haber priorizado esos componentes de la factura Economía no había podido avanzar con la quita de subsidios tanto como hubiese querido.

En el Palacio de Hacienda consideran que las compañías reguladas tienen caja o espalda económica para absorber una suba módica del 1%, inferior por caso que la otorgada a distribuidoras eléctricas como Edenor y Edesur, que el 1º de septiembre elevaron sus ingresos un 3 por ciento.

, Redaccion EconoJournal

El cobro del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) fue el amortiguador o el buffer que utilizó el gobierno anterior para acentuar, por razones políticas, el atraso del precio de los combustibles durante la campaña presidencial del año pasado. En rigor, para mantener un precio bajo en términos reales de las naftas y gasoil durante todo su mandato, la administración de Alberto Fernández fue pateando hacia adelante la actualización por inflación del ICL y del impuesto al dióxido de carbono. Entre ambos tributos pueden explicar hasta un 0,5% del PBI, pero como los impuestos —que se expresan en pesos— corrieron muy por detrás de la inflación el Estado dejó de recaudar unos US$ 5000 millones entre 2021 y 2023.

A través del decreto 107/2024 publicado en enero, el gobierno de Javier Milei trazó un sendero gradual para recuperar el importe pleno del ICL con el objetivo de mejorar la recaudación fiscal del Tesoro. No obstante, para no alterar el programa de reducción de la inflación, el Ministerio de Economía postergó en los últimos meses la recuperación total del atraso del ICL que heredó del gobierno pasado.

Lo que falta

Según cálculos de la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo, publicados después del aumento de principios de este mes, el litro de nafta aún debería aumentar, en promedio, unos 189 pesos en el surtidor para recuperar el ICL que aún permanece desactualizado. Es una cifra no desdeñable: representa casi un 15% del precio final en las estaciones de servicio. En el caso del gasoil, el importe promedio debería aumentar 111 pesos, cerca del 10% del precio que se paga en surtidor.

Los porcentajes están calculados sobre la base de un precio del crudo Medanito de 68/70 dólares que es lo que las refinadoras —Raízen, Axion Energy, Trafigura (Puma) e YPF— pagaron en agosto a productores no integrados de crudo, como Vista, Pluspetrol, Chevron y Tecpetrol y Phoenix, entre otros. Pero la brusca caída del precio internacional del petróleo cristalizada esta semana podría alterar el escenario del negocio de forma significativa.

El litro de nafta aún debería aumentar, en promedio, unos 189 pesos en el surtidor para recuperar el ICL que aún permanece desactualizado

Para abajo

El precio del Brent, la cotización del Mar del Norte, que funciona como marcador del comercio internacional del crudo en buena parte de Occidente, cayó este martes por primera vez por debajo de los 70 dólares desde agosto de 2021, aún a la salida de la pandemia por el Covid. El precio del barril llegó a rozar los 120 dólares a mediados de 2022, aunque entre 2023 y lo que va a 2024 se estabilizó entre los 70 y 80 dólares. Eso cambió en los primeros 10 días de septiembre, dado que el Brent sufrió este mes una baja del 10% y ayer cerró en 68,40 dólares. Con el barril internacional en ese valor, el precio de paridad de exportación —el export parity o el valor neto del crudo después de descontar el impacto de las retenciones a la exportaciones (fijadas en el 8% del Brent) y el costos de flete— se ubicaría en torno a los 62/63 dólares; es decir, casi un 10% menos que el precio que cobraron los productores de crudo Medanito en agosto. 

¿Cómo impactará en el mercado local la fuerte baja del Brent? Aún es temprano para hacer cuentas. Lo prudente es esperar a ver qué sucede en las próximas tres semanas del mes. Pero si el descenso pronunciado del Brent —que se explica, según analistas internacionales, por el menor crecimiento económico de China y en menor medida de EE.UU.— se consolida, es seguro que eso terminará traccionando un descenso del precio local del petróleo.

¿Qué decisión tomará el gobierno frente a ese escenario? ¿Podría acelerar la liberación total del mercado de petróleo validando un precio de paridad de exportación? Es lo que profesa orgánicamente el gobierno de La Libertad Avanza, aunque en los hechos la imposibilidad de establecer hasta ahora, por la alta cotización del Brent, al export parity como referencia del crudo local imposibilitaba ese objetivo.

Frente fiscal

En materia fiscal, una baja del precio del petróleo podría abrirle al Gobierno una ventana de oportunidad para llevar el valor del los impuestos a los combustibles a lo que está establecido en la regulación sin que eso implique subir demasiado el precio de las naftas y gasoil en surtidor. Según los cálculos de Economía y Energía, el Estado dejó de recaudar US$ 237 millones durante septiembre por no cobrar el precio pleno del ICL y del impuesto al CO2. La caída del precio del petróleo podría abrirle una puerta a recuperar algo de ese dinero a partir de octubre. Pero de nuevo, la clave es esperar hasta conocer la tendencia del barril internacional.

En lo inmediato, fuentes del mercado de downstream consultadas por EconoJournal indicaron que si el Brent se estabiliza cerca de los 70 dólares no podrán seguir pagando 68 dólares por el crudo Medanito como en agosto porque el margen bruto de refinación se resentirá por la caída del precio de derivados del crudo atados al valor del Brent como naftas vírgenes, búnker para barcos y jet fuel para aviones.

Renegociación

“Si el Brent se estabiliza por debajo de los 70 dólares, deberíamos pagar más de 65 o 66 dólares por el crudo liviano local (el pesado que se extrae en el Golfo San Jorge es más caro) para mantener la carga de la destilería. El margen ya venía en baja en los últimos meses porque el gobierno pisó los aumentos en surtidores (el Ministerio de Economía empezó a ralentizar a partir de abril las subas en surtidor para mitigar las expectativas de inflación). Y esta acentuación de la caída del Brent le pega a productos que se exportan o con precios fijados al Brent”, explicó una de las fuentes consultadas. En cualquier caso, lo más probable, si el Brent se ameseta un escalón por debajo de la cotización que tenía hasta fines de agosto, es que decante en una renegociación entre refinadores y productores para acomodarse a la nueva realidad de precio. Habrá que ver si el Estado puede arbitrar también en esa negociación para actualizar el valor del ICL y de ese modo, recuperar el aposte fiscal del tributo.

, Nicolas Gandini

La compañía Shell apuntará a incrementar su producción en 20.000 barriles diarios de petróleo (bdp) para 2025 y destinarlos íntegramente a la exportación. De este modo, alcanzará una producción total de 70.000 bdp para el próximo año. Así lo afirmó Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Uruguay y Chile, en el mega evento que realizó la compañía por los 110 años de presencia en el país, que contó con la presencia de los principales referentes de la industria petrolera y también funcionarios públicos a nivel nacional como el Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y el titular de la Secretaría de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Chubut, Alberto Weretilneck.

«Argentina tiene una oportunidad única en la transición energética. Con Vaca Muerta podemos ofrecerle al mundo la energía que muchos países demandan para desarrollarse, abastecer a sus poblaciones y descarbonizar sus matrices energéticas«, señaló Burmeister. «Gracias al enorme trabajo que han hecho la industria y las autoridades en la última década, se alcanzó un gran nivel de desarrollo en Vaca Muerta. Pero todavía hay un potencial fantástico por delante. El aporte del sector energético puede ser transformacional para el país», añadió.

Shell tiene previsto elevar la producción de petróleo en el país en un 40% para 2025. El objetivo es alcanzar los 70.000 bdp. La compañía invierte por año en el sector energético de la Argentina entre 500 y 600 millones de dólares.

En 2025 tiene planeado inaugurar una planta de procesamiento de 15.000 bdp y de 2 millones de metros cúbicos de gas en Bajada de Añelo, un área que opera con YPF como socia.

Además, Burmeister destacó que «el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) y la salida del cepo van a permitir incrementar la inversión”. También sostuvo que la compañía está analizando distintos proyectos “porque queremos crecer».

En Vaca Muerta, Shell opera las áreas Coirón Amargo Sur Oeste (CASO), Cruz de Lorena, Sierras Blancas y comparte el 50% de Bajada de Añelo con YPF. Tiene participaciones como socia en las áreas La Escalonada, Bandurria Sur y Rincón de la Ceniza. Además, explora áreas offshore en el Mar Argentino.

Referentes

En el evento, que se realizó en el salón El Cubo, en Vicente López, también participaron referentes de la industria de oil & gas como Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Emilio Nadra, Co-CEO de CGC; Pablo Vera Pinto, CFO de Vista; Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; y Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group (PAE), aunque no participó de un panel.

Además, participó Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina; Alejandro López Angriman, Vicepresidente de Desarrollo de Reservas de PAE; Jorge Torres, director del Asset de Neuquén de TotalEnergies Argentina; José Frey, Country Manager de Equinor Argentina.

También estuvieron presentes muchos ejecutivos y directivos de las principales compañías del sector. En el panel de cierre estuvo a cargo de Rich Howe, vicepresidente Global de Aguas Profundas de Shell.

Los paneles contaron también con el gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa; el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck; el vicejefe de Gabinete José Rolandi; el secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González; y el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, entre otros funcionarios nacionales y provinciales y legisladores.

110 años

La historia de Shell Argentina está estrechamente vinculada desde los inicios con el sector energético del país. La compañía se asentó el 10 de septiembre de 1914, a solo siete años del descubrimiento de petróleo en Comodoro Rivadavia en 1907.

En más de un siglo, Shell desarrolló en la Argentina toda la cadena de valor del sector, desde la refinación, distribución y venta de derivados como combustibles, lubricantes o aceites para automotores, aviación y navíos, bitumen para asfalto, y químicos (downstream) hasta el transporte (midstream) y la exploración y producción de petróleo y gas onshore y offshore convencional y más recientemente, el no convencional en Vaca Muerta (upstream).

, Redaccion EconoJournal

Durante las últimas dos décadas algunas distribuidoras y cooperativas eléctricas, afectadas principalmente por el congelamiento de tarifas, dejaron de pagarle a Cammesa por la energía consumida, situación que derivó en deudas millonarias por parte de las empresas con la compañía administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A fines de marzo de este año, el conflicto se agudizó cuando Cammesa comenzó a enviar intimaciones a las cooperativas de electricidad para que normalicen sus pagos.

La empresa ya enfrenta varios juicios con distintas cooperativas. Uno de ellos es el que mantiene con la Cooperativa de Villa Gesell desde 2018 por falta de pago en concepto de servicios de energía suministrados por Cammesa.  En marzo, el Juzgado Federal de Dolores dio lugar a una demanda presentada por esa Cooperativa contra el Poder Ejecutivo Nacional y la Secretaría de Energía para restablecer la ecuación económica del contrato de concesión del servicio público de distribución de electricidad y se ordenó el cese de los embargos y la ejecución de deudas. Además, se estableció que esta determinación se haría efectiva a todas las demás cooperativas y distribuidoras. Es decir, se resolvió convertir el amparo individual de la Cooperativa de Villa Gesell en un proceso colectivo en el que se incluyó a otras cooperativas con el objetivo de eximirlas del pago por la energía que les brinda Cammesa. De esta forma, se agregó a la Cooperativa de Tres Arroyos, a la Cooperativa Eléctrica Mariano Moreno, a la de Puerto Madryn, a la de Azul y a la de Las Flores al proceso judicial.

Frente a este escenario, Cammesa presentó un recurso de apelación dirigido contra las resoluciones que declaraban al proceso como colectivo. La Cámara Federal de Mar del Plata decidió revocar esas resoluciones que incorporaron al juicio a cooperativas y demás entidades que no formaron parte inicialmente del expediente y que extendían los efectos hacia sujetos que no habían integrado el mencionado proceso judicial. Además, la Cámara calificó al proceso como inapropiado. Esto fue así ya que la instancia judicial comprometía la integridad financiera de la compañía encargada del despacho y consecuentemente la provisión de energía eléctrica en todo el país.

Desde la Cámara destacaron que “no resulta oportuno convertir un proceso tramitado individualmente hasta su sentencia definitiva en uno colectivo, y consecuentemente extender los efectos de las resoluciones ya establecidas hacia sujetos que no formaron parte del proceso de ninguna manera. Corresponde revocar la decisión del juez de grado”.

Impacto

¿Qué implicaba en términos reales que todas las compañías formen parte de ese proceso colectivo? Esto significaba un riesgo para el sistema eléctrico puesto que formalizaba legalmente que las cooperativas o empresas distribuidoras dejaran de pagarle a Cammesa y esto generaba que la compañía no pueda abonar el pago por la generación y transporte de energía, lo que provocaría que se rompa la cadena de pagos del sector.

En diálogo con EconoJournal, fuentes cercanas a este proceso advirtieron que: “Si esta situación continuaba el MEM completo podía caer en un desfinanciamiento total. Esto iba a derivar en un efecto dominó que provocaría la destrucción de toda la cobranza mensual de Cammesa. Si ocurría eso se iba a tener que depender al 100% de los aportes del Tesoro y todo eso se iba a traducir en inflación, porque significaría emisión monetaria”.

Tal como adelantó este medio, un informe oficial de Cammesa realizado en junio señaló que el total de energía producida en el parque local de generación, sumadas a las importaciones de electricidad provenientes de países vecinos, no alcanzaría para abastecer al pico de demanda que se registrará el verano próximo a causa de las altas temperaturas que se proyectan para los primeros meses de 2025. Frente a este panorama, las fuentes consultadas precisaron que esta maniobra por parte de las cooperativas “podría haber acelerado los cortes previstos y además le habría provocado un prejuicio al Estado por un total de $160.000 millones, que se compone de la deuda que acumula la Cooperativa de Villa Gesell junto a las demás cooperativas que fueron incluidas en el proceso, más las que preveían sumarse hasta antes de la decisión de la Cámara Federal de Mar del Plata”.

Cuestión de fondo

Si bien la Cámara logró desarticular esta maniobra por parte de las cooperativas para eximirse del pago a Cammesa, “desde que el Juzgado Federal de Dolores le había otorgado la característica de tratamiento colectivo un estudio de abogados de Dolores empezó a comunicarse con casi todas las empresas agentes del MEM para ofrecerles sus servicios e introducirlas en ese colectivo”, informaron las fuentes consultadas.

“Ese estudio fue el que introdujo el tema en el Poder Judicial de Dolores y ha tenido complicidad. Esto no sólo beneficiaba a la Cooperativa de Villa Gesell, sino que al transformarlo en un proceso colectivo se convirtió en un gran peligro para todo el sector porque las distribuidoras o cooperativas podían quedarse con el dinero que les pertenecía a las generadoras”, precisaron.

Con la resolución del Juzgado Federal de Dolores las cooperativas dejaron de pagarle a Cammesa, pero seguían cobrándole la energía a los usuarios. Y a pesar de que las acciones legales estaban dirigidas a la Secretaría de Energía, la maniobra de las cooperativas se efectivizó hasta que ahora Cammesa apeló y la Cámara de Mar del Plata dejó sin efecto el planteo colectivo. Incluso la compañía realizó presentaciones hasta en la Corte Suprema y logró que la Procuración General del Tesoro se ocupara de representar a la Secretaría.

Es por esto que la compañía que administra el MEM, a través de planes de pago y estrategias de cobranza, intentará que todas las empresas liquiden sus deudas e impedirá que se quiebre el sistema de financiamiento del mercado eléctrico a fin de garantizar el suministro.

, Loana Tejero

La planta compresora de Salliqueló, ubicada en una de las cabeceras del gasoducto Néstor Kirchner, debió haber estado terminada hace más de un año. La obra se le adjudicó a Esuco y Contreras Hermanos a fines de 2022 y el Apto para Funcionar (APF) inicial estaba previsto para el 4 de julio de 2023. El gobierno actual responsabilizó por las demoras a la administración anterior y el 3 de abril firmó una adenda con la empresa. Allí se fijó como nuevo límite para el APF el 29 de junio, pero ya pasaron dos meses y medio de esa fecha y la obra sigue inconclusa.

En la adenda firmada el 3 de abril, el gobierno se comprometió a que la obra iba a estar lista el pasado 29 de junio.

Tanto la planta compresora de Salliqueló como la de Tratayén son dos obras complementarias del gasoducto Néstor Kirchner, que permite evacuar gas de Vaca Muerta hasta los grandes centros de consumo del país. Con ambas plantas en funcionamiento, estaba previsto escalar la evacuación de 11 a 21 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). Unos 5 MMm3/d los iba a aportar Tratayén y los otros 5 MMm3/d Salliqueló.

La Planta Compresora de Tratayén, cuya construcción estuvo a cargo de SACDE, comenzó a operar en julio y la de Salliqueló está con los plazos vencidos y aún no se sabe cuándo entrará en operación. En la adenda firmada el 3 de abril se estableció que el APF debía estar el 29 de junio. Cuando vio que no se llegaba, Enarsa comunicó a través de sus redes sociales que la planta iba a estar lista el 30 de julio, pero eso no ocurrió. Al ser consultados por EconoJournal, desde la compañía estatal está vez prefirieron no arriesgar una fecha, mientras desde la constructora informaron que “estamos trabajando a pleno para llegar a fin de mes”.

Por qué se demoró la obra

En la adenda firmada en abril dice que mediante una serie de notas enviadas en noviembre del año pasado y en enero y marzo de este año el contratista solicitó una prórroga en los plazos de ejecución de la obra y propuso adecuaciones al plan de trabajo invocando las siguientes causas:

Demora en la formalización del contrato y en la entrega del predio para realizar estudios preliminares y para la construcción.

Mayores plazos de los establecidos contractualmente generados durante el proceso de revisión de la ingeniería de detalle.

Demoras ocasionadas por la Administración Pública para la emisión y aprobación de las SIRAs (Sistema de Importación de la República Argentina) y así también en el acceso al Mercado Único y Libre de Cambios, todo lo cual imposibilitó la importación de bienes indispensables para la conclusión y puesta en marcha de la planta en el período establecido.

Al consultar por qué no se cumplió la fecha que figura en la Adenda, desde Enarsa respondieron que cuando recibieron la obra en diciembre del año pasado el avance de la construcción era del 19%, estando la obra civil en un 27%, la mecánica en un 18% y la obra eléctrica en un 10%. “Con esta situación, la obra demandaba como mínimo unos once meses para la puesta en marcha”, aseguraron, aunque fue este gobierno el que fijo nuevo límite para el APF el 29 de junio.

Más allá de eso, aseguraron que “los trabajos se iniciaron a todo ritmo y actualmente, los equipos se encuentran en fase de pruebas para el ingreso en operaciones del compresor y posteriormente el aeroenfriado, lo que se denomina Apto para Funcionar Temprano, y de manera exitosa ya se concretó la prueba hidráulica de cañerías de succión y descarga, y las tareas de barrido, limpieza y secado”. “También se realizó el montaje de carretel con filtro cónico en succión de turbocompresor”, agregaron.

Además, desde Enarsa remarcaron que la puesta en funcionamiento de la Planta Compresora de Tratayén estaba previsto subir 5 MMm3/d totalizando 16 MMm3/d, pero “esos valores fueron ampliamente superados por la PC Tratayén y el comportamiento de su compresora, que operó el gasoducto con una salida en Salliqueló a 23 MMm3/d”. Fuentes de la industria reconocieron que efectivamente hubo días en los cuáles se alcanzaron cifras de transporte mayores a las previstas porque la demanda consumió mucho gas y liberó rápido la capacidad de transporte del gasoducto lo que permitió sumar más volumen, pero remarcaron que son excepciones que se registran en jornadas de temperaturas muy bajas y que el promedió seguirá muy por debajo de esos valores mientras no se inaugure Salliqueló. De hecho la propia Enarsa aseguró en su cuenta de X el 22 de agosto que Salliqueló sumará 5 millones para llegar a 21 MMm3/d.

La Secretaría de Energía informó el 30 de agosto que el Gasoducto Néstor Kirchner llegó a transportar 21,5 MMm3/d. Enarsa agregó a este medio que se llegó incluso a 23 millones. , Fernando Krakowiak

RefiPampa, la refinería de capitales nacionales, participó de 13° edición de Latin America Refining Technology Conference (LARTC), que tuvo lugar en Cartagena, Colombia. Allí la compañía presentó su modelo de negocios. “La conferencia brindó una excelente oportunidad para intercambiar ideas y experiencias entre las empresas más importantes de la industria petroquímica, así como para profundizar el conocimiento a través de casos de éxito en Latinoamérica”, destacaron desde la firma.

Temas claves

Entre los tópicos más relevantes abordados en la conferencia, sobresale el uso de nuevas tecnologías y herramientas que potencian la capacidad de producción, la planificación de inversiones para enfrentar la demanda del mercado, y la implementación de procesos seguros y respetuosos con el medio ambiente.

En ese sentido, un eje central del encuentro fue la transición energética y las claves para avanzar hacia un futuro más sostenible.

RefiPampa: una experiencia pionera

Gabriel Faroppa, director Industrial de RefiPampa, representó a la empresa en el evento. “La compañía cuenta con un exitoso modelo público-privado, con la participación del 20% del gobierno de La Pampa a través de Pampetrol Sapem S.A., y se destaca como la primera refinería de capitales 100% argentinos. Además, opera un oleoducto propio con un sistema de distribución mayorista de alcance nacional”, destacaron.

Desde sus inicios en 2017, RefiPampa ha creado más de 100 puestos de trabajo en 25 de Mayo, La Pampa. Desde la compañía remarcaron que “la refinería, la única de la provincia, se ha consolidado como una de las industrias pampeanas más importantes, debido a la capacidad de agregarle valor a la materia prima local y de generar fuentes de empleo”.

“La participación de RefiPampa en un evento de esta magnitud subraya su importancia regional y refuerza su posicionamiento estratégico en un mercado altamente competitivo. Acceder a tecnologías y estrategias de vanguardia es fundamental para seguir optimizando procesos y mejorar la eficiencia operativa”, concluyeron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

Pluspetrol, una de las cinco mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, designó a Julián Escuder como gerente general en la Argentina. Escuder sucederá a Adrián Vila, quien pasará a ocupar la posición de Chief Producing Assets (CPA) con el objeto de alinear las prioridades estratégicas y el cumplimiento de la performance esperada de los activos de Argentina, Perú y Ecuador, según precisaron desde la firma.

Escuder ingresó a la compañía en 1999 en el área de Administración y Finanzas. Es licenciado en Administración por la Universidad Católica Argentina, con un Executive Master en Administración de Empresas y un Programa de Desarrollo Directivo del IAE.

Trayectoria

El nuevo gerente general cuenta con 25 años de trayectoria en la industria. Ha ocupado diversos roles de liderazgo como gerente de Finanzas Corporativas, gerente de Administración & Finanzas en Argentina, gerente de Planeamiento Corporativo.Hasta el momento se desempeñaba como vicepresidente de Administración y Finanzas de Pluspetrol.

La compañía

Pluspetrol opera La Calera, en Vaca Muerta, el mayor yacimiento no convencional de gas con líquidos asociados del país. Es por esto que desde la compañía vienen trabajando con el objetivo para ampliar las instalaciones de tratamiento y separación de líquidos y así lograr un incremento en la producción.

En ese sentido, a fines de 2023 la empresa montó una nueva planta de procesamiento, CPF (Central Processing Facility), en el yacimiento para duplicar su producción de gas, de 5 a 10 millones de metros cúbicos por día (m3/día) y cuadriplicar la producción de líquidos con la meta de producir 4.800 m3/d promedio.

, Redaccion EconoJournal

La publicación de los nuevos cuadros tarifarios de gas publicados la semana pasada —que en incluyen una suba del 4% con relación a los que estaban vigentes— incluyeron una novedad que pasó prácticamente desapercibida en la agenda pública. Por decisión del ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, la última suba del gas natural apuntó mucho más a avanzar con la quinta de subsidios del Estado en el sector que a recomponer los ingresos de las empresas reguladas —distribuidoras y transportistas— por efecto de la inflación. En rigor, medido en pesos, el gobierno aumentó en promedio casi un 7% el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que pagan los hogares —el indicador que define el nivel de subvenciones que abona el Tesoro—, mientras que apenas autorizó un incremento de los ingresos de distribuidoras —Metrogas, Naturgy y Camuzzi, entre otras— y transportistas —TGS y TGS— de sólo un 1%, bastante por detrás de lo previsto.

De la medida se desprende que el Ministerio de Economía buscó corregir —aunque más no sea parcialmente— la recomposición del margen de distribuidoras y transportistas autorizado en abril por impulso de la Secretaría de Energía, que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo. Da la impresión que en el Palacio de Hacienda consideran que las compañías reguladas tienen caja o espalda económica para absorber una suba módica del 1%, inferior por caso que la otorgada a distribuidoras eléctricas como Edenor y Edesur, que el 1º de septiembre elevaron sus ingresos un 3 por ciento.

«Está claro que el Gobierno priorizó la quita de subsidios por sobre el mantenimiento del ingreso real de distribuidoras y transportistas«, indicó un consultor del sector, que pidió la reserva de nombre.

Números

La resolución 232 de la Secretaría de Energía, publicada el 30 de agosto, llevó el precio del gas en PIST para los hogares de 3,30 a 3,46 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU). Es decir, medida en dólares, la suba del PIST fue del 4,7%, que se tradujo en una suba en pesos argentino de casi un 7% al corregir el precio en dólares por la variación del tipo de cambio (crawling peg del 2% mensual). El precio del gas es lo que define el nivel de subsidios que destina el Tesoro en relación a lo que un usuario paga en las facturas.

En cambio, por instrucción del Palacio de Hacienda, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) incrementó sólo un 1% el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el margen de transporte cargado en los cuadros tarifarios. Los nuevos cuadros tarifarios del ente regulador se publicaron a través de una serie deresoluciones que van desde el 490 hasta el 501 (se publicaron el lunes pasado en el Boletín Oficial).

Fuentes del sector regulado del gas consultadas por EconoJournal cuestionaron la decisión de Caputo y afirmaron que “las tarifas tienen que mantenerse al menos con los niveles de la inflación real. No es por competir con el segmento que no está regulado, pero nos preocupa lo que vaya a pasar en los próximos meses”.

Además, señalaron que “el gobierno prometió a partir de abril aplicar una fórmula de actualización mensual de tarifas que miraban la inflación pasada, pero no se cumplió. Tenemos que cuidar que el salto tarifario que haya que hacer con la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) no sea tan relevante, por eso creemos que la tarifa de transición de ahora tiene que mantenerse en línea con la inflación futura. Nos preocupó mucho el virtual congelamiento de dos o tres meses”.

Subsidios e Inflación

En abril, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, había otorgado una recomposición del VAD y del margen de transporte de gas natural que había llamado la atención de algunos consultores del sector, dado que por al haber priorizado esos componentes de la factura Economía no había podido avanzar con la quita de subsidios tanto como hubiese querido. La decisión de la semana pasada apunta a corregir parcialmente esa situación, con el objetivo sostener las cuentas fiscales del Tesoro.

En el sector eléctrico, el gobierno aprobó la semana pasada una recomposición para septiembre del 3% en el VAD para Edenor y Edesur y de un 6% en transporte eléctrico. Para el precio estacional, que –al igual que el PIST- define el nivel de subsidios al sector eléctrico, la suba fue de 5 por ciento.

, Roberto Bellato

Petrobras comienza a moderar las expectativas en torno a la posibilidad de incrementar significativamente el consumo del gas natural que produce en las plataformas offshore existentes en Brasil. La presidenta de la petrolera estatal brasileña, Magda Chambriard, afirmó que buscarán, en la medida de lo posible, reducir la reinyección de gas natural en los pozos del presal, pero con el foco puesto casi exclusivamente en proyectos nuevos de producción, sin contratos firmados. Actualmente en Brasil dos tercios del gas natural que se produce es reinyectado para sostener la producción de petróleo.

Chambriard opinó sobre los planes de Petrobras para aprovechar el gas asociado al petróleo que se extrae en el presal. El gobierno de Lula da Silva quiere un mayor aprovechamiento del recurso, tal como quedó reflejado en un flamante decreto presidencial que introduce cambios en la industria del gas natural con el objetivo de aumentar el consumo y la producción de gas y reducir los precios. El decreto otorga a la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) facultades para controlar la reinyección en futuros proyectos de presal.

La titular de la petrolera brasileña, que llegó al cargo este año para alinear aún más a la empresa con la política energética del gobierno, defendió el decreto. “Una cosa que realmente me gustó del decreto fue que abordaba algo que es querido por todos los países del mundo: no podemos tener un proyecto de petróleo y gas asociado en alta mar que no aborde la posibilidad de exportar gas a la costa”, dijo.

En cambio, la posibilidad de construir gasoductos para transportar más gas desde las plataformas que ya están en operación o en vías de ser instaladas quedó prácticamente descartada. “En las (plataformas) que ya están (en operación) y en las que ya se están entregando, esto no será posible, por lo que hasta que el decreto diga que haremos esto donde haya viabilidad técnica, no podemos hacer esto donde ya no existe ninguna viabilidad técnica”, afirmó Chambriard.

Reinyección de gas

La producción de gas en Brasil promedió unos 151 MMm3/d en julio, según datos de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). Pero como el 83% del gas producido en Brasil es producción asociada al petróleo del presal, alrededor de dos tercios de esa producción es inyectada nuevamente en los pozos, en parte porque es necesario para mantener constante y aumentar la producción de crudo, en parte por el costo económico de construir los gasoductos para transportar el gas a la costa.

El decreto firmado días atrás por Lula establece que la ANP escuchará a las petroleras y analizará cada proyecto, pudiendo redimensionar el porcentaje de reinyección para cada uno. La determinación del porcentaje sólo aplicará para proyectos en análisis; es decir, sin un contrato firmado con la ANP.

“Habrá posibilidad de que el organismo regulador reevalúe la reinyección de gas por parte de las petroleras. La forma de reducir, cuánto y dónde, será discutida por las agencias con las empresas. Pero lo que no podemos tener en exploración offshore es un promedio de reinyección superior al promedio internacional”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira.

Las tasas de reinyección de gas en países con un perfil de producción con un predominio del gas asociado son elevadas para ayudar a extraer petróleo. Sin embargo, el porcentaje de reinyección en Brasil es de entre 65 y 70%, muy por encima de valores que se ubican entre el 20 y 25% en otros países.

“La ANP definirá con las empresas una forma de reducir la reinyección. Para plataformas actuales con contratos ya firmados, incluimos esto como una posibilidad de adherirse. Son contratos que no se pueden revisar. La obligación será para nuevos planes de inversión, aún no aprobados, que deberán buscar un mínimo de reinyección”, agregó el ministro.

Para este año se espera un aumento en la oferta doméstica con el ingreso en operación del gasoducto Rota 3. Petrobras inaugurará este mes el gasoducto que conectará el presal de la Cuenca de Santos con la unidad de procesamiento de gas en el Polo Gaslub (ex Comperj), en Itaboraí. El gasoducto Rota 3 tiene aproximadamente 355 km de longitud total y una capacidad de transporte nominal de 18 MMm3/d. Actualmente no hay otros ductos en construcción para conectar la costa con campos que ya están en operación.

, Nicolás Deza

Pampa Energía, el mayor jugador del mercado eléctrico argentino y uno de los principales productores de gas del país, emitió un bono internacional en Nueva York por US$ 410 millones de dólares a siete años con un cupón de tasa de 7,95%. El objetivo de la emisión fue aliviar los vencimientos del bono de US$ 750 millones que vence en el 2027 y mejorar el perfil de deuda de la compañía de cara a las inversiones que prevén para los próximos años.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, expresó: «Esta colocación es un orgullo y un trabajo enorme de nuestro equipo que consiguió la tasa más baja de cualquier emisor argentino desde el 2018”.

El ejecutivo también precisó que “esto revalida la solidez financiera de Pampa y la confianza que la compañía supo construir estos años entre los inversores”.  

Transacción

La compañía recibió ofertas por más de US$ 1700 millones de dólares. Según informaron, «la licitación que incluyó a importantes fondos de inversión internacionales».

A su vez, desde la empresa aseguraron que «esta transacción le permite a Pampa «consolidar su perfil de deuda de cara a las fuertes inversiones de los próximos años en Vaca Muerta, incluyendo el desarrollo del yacimiento de shale oil Rincón de Aranda».

Rincón de Aranda

Como parte de su plan de inversiones, en agosto la compañía incorporó un nuevo equipo de perforación en Vaca Muerta. Se trata del Ensign-768 que está montado en el área de Rincón de Aranda. La meta
es perforar un PAD de cuatro pozos hasta fin de año.

La iniciativa forma parte de los compromisos asumidos con la provincia y se espera que el pad esté en producción en 2025.

, Redaccion EconoJournal

El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, brindó detalles sobre la cuarta edición del «Shale in Argentina», el evento que reunirá a los principales referentes de la industria petrolera el próximo miércoles 12 de septiembre en el DoubleTree Greenway Plaza en Houston. La agenda de la jornada, que está organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), tanto por su casa central en Buenos Aires como por su sede en Houston, incluye la participación de directivos de las principales operadores de upstream del país junto a autoridades nacionales y provinciales para dar cuenta de las oportunidades que ofrece la Argentina en materia de hidrocarburos e infraestructura. Un equipo periodístico de EconoJournal viajará especialmente a Texas para cubrir el evento.

Por el sector público, del encuentro participarán el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; y la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre. López Anadón destacó que “Vaca Muerta es un proyecto de exportación, por eso tenemos que orientar toda nuestra infraestructura hacia ese objetivo«. «Hay que atraer a las compañías de servicios y a las que están en infraestructura y mostrarles que en el país tienen nuevas oportunidades que pueden aprovechar”, enfatizó.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG.

El titular del IAPG también advirtió que “otro de los cuellos de botella tiene que ver con la disponibilidad de equipos de perforación, de fractura, y todo lo que tiene que ver con la ingeniería y la construcción para generar nuevas plantas y ductos”.

Prioridades

Respecto a las prioridades que debería definir la industria para avanzar con la expansión de la producción de Vaca Muerta, el presidente del IAPG consideró que hoy existe infraestructura para el transporte de crudo con las obras que está llevando adelante Oldelval. También precisó que está el proyecto Vaca Muerta Sur, de YPF, la obra que permitirá incrementar la producción no convencional de petróleo y crear una plataforma exportadora de energía en Río Negro. “Todo esto ya está en marcha tanto para transportar crudo hacia el Atlántico como hacia Chile. En los próximos años se va a producir mucho y hoy no hay capacidad de evacuación para eso que se va a generar”, planteó López Anadón.

El ejecutivo del IAPG expuso que respecto al gas la situación es más compleja y marcó: “Se está hablando del proyecto de GNL, que es una iniciativa importantísima porque sin él la producción de gas va a quedar muy limitada. Tenemos muchas conexiones para el gas con Chile, con Brasil, con Uruguay -aunque ahí es menor el consumo-. Se debería continuar con los proyectos. Había una iniciativa a Porto Alegre que es factible. También está la idea de llevar gas a través del gasoducto que une Bolivia y Brasil”.

La industria

A la jornada que tendrá lugar la semana próxima en Estados Unidos asistirán Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, Juan Martín Bulgheroni y Fausto Caretta, de Pan American Energy (PAE); Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; Martín Cevallos, de CGC; Max Medina, de Equinor; Jim Navratil, de Chevron; Julián Escuder, de Pluspetrol; y Jorge Vidal, de SLB; entre otros; quienes exhibirán cuáles son los planes a futuro que tienen en la Argentina.

Horacio Marín, presidente de YPF, durante su presentación en Houston durante marzo.

López Anadón remarcó que el panorama que enfrenta la industria “es un escenario que no difiere mucho del de años anteriores. La industria siempre ha sido positiva en cuanto a lo que es el futuro. Yo veo al sector con un gran futuro y con grandes expectativas. Tenemos todo. Está el recurso de Vaca Muerta que va a motorizar muchas inversiones. Tenemos todas las industrias, operadores de todo tipo y tamaño, compañías de servicio, tecnología, gente preparada”.

No obstante, el titular del IAPG advirtió que “hay cosas que no dependen de la industria, por ejemplo, mejorar la macroeconomía, terminar con el cepo cambiario porque es necesario que lleguen las inversiones. La producción excede lo que el país consume. Y las necesidades de inversión exceden la capacidad de inversión de la Argentina. Se va a tener que recurrir a fuentes externas de financiamiento, traer fondos de afuera y esas deudas se van a tener que pagar. Ya sean corporativas o bancarias”.

, Loana Tejero

La Asociación de Profesionales Universitarios del Agua y la Energía Eléctrica (Apuaye), uno de los sindicatos que representa a los empleados de mayor calificación dentro de Nucleoeléctrica, le envió una carta al ministro de Economía, Luis Caputo, en la que le advierte sobre los riesgos que implica incorporar al directorio de la compañía personal sin experiencia en el sector justo cuando se está evaluando la factibilidad de postergar el proyecto de extensión de vida de Atucha I para contar con la central operativa durante el verano. Además, los técnicos criticaron la decisión de querer privatizar NA-SA dilapidando el patrimonio nacional y el futuro científico nuclear de la Argentina.

Preocupación por sucesivos los cambios

El 6 de diciembre del año pasado, la asamblea de accionistas de NA-SA, la empresa encargada de operar las tres centrales nucleares de potencia que tiene el país, aceptó las renuncias de los integrantes del directorio y designó reemplazos transitorios para garantizar la continuidad de las actividades de la empresa. En ese momento asumieron tres referentes técnicos-operativos de larga trayectoria en la alta gerencia de la compañía. El ingeniero Fernando Monserrat quedó como presidente, Juan Cantarelli como vice y Diego Garde como director titular.

El gobierno de Milei designó el 22 de abril a un nuevo directorio en NA-SA. Como presidente nombró a Luis Fasanella, ingeniero especializado en energías renovables proveniente de Corporación América, y como vice a Julián Gadano, un sociólogo que por su propia formación no es un conocedor profundo de los aspectos técnicos de la actividad, pero que se desempeñó durante casi cuatro años como director de la Autoridad Regulatoria Nuclear durante el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, habiendo quedado a cargo de temáticas internacionales como no proliferación nuclear y seguridad internacional, para luego asumir en 2016 como subsecretario de Energía Nuclear durante el gobierno de Mauricio Macri.  

Se suponía que esa conducción iba a ser permanente, pero no llegó a durar ni cinco meses porque este martes 3 de septiembre la asamblea de accionistas nombró como nuevo presidente a Alberto Lamagna, un físico con una trayectoria de 30 años en la Comisión Nacional de Energía Atómica. Fasanella quedó relegado a vice, mientras que Gadano se vio obligado a dejar la empresa.

Como informó EconoJournal, el dato más preocupante del flamante directorio es que se sumaron dos nuevas personas sin ninguna experiencia previa en el sector: Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés especializado en el negocio de trading de criptomonedas, y Emiliano Giana, hermano un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que mutó a las filas libertarias y hoy es una persona de confianza de Diego Chaher, quien está al frente de una Unidad Ejecutora de Empresas e integra el círculo de confianza de Santiago Caputo, principal asesor del presidente Javier Milei.

Todas estas ideas y vueltas encendieron las alarmas en Apuaye, entidad que manifestó su “fuerte preocupación ante los vaivenes y cambios sucesivos dispuestos en la integración del directorio de NA-SA, lo cual incrementa la incertidumbre interna y afecta la gestión empresarial”. En lo que refiere específicamente al último directorio elegido, el gremio afirmó que “evidencia una notoria falta de cuadros técnicos conocedores de la empresa y del sector nuclear en general, con una mayoría de miembros con perfil de área financiera”.

Renovación de Atucha I

La rotación permanente de funcionarios se agrava porque NA-SA debe decidir en los próximos días si finalmente saca de servicio Atucha I para avanzar con el proyecto de renovación de su vida útil o posterga esa decisión para tener más energía en el verano. Apuaye recuerda en su carta que “la central debería parar a fines de septiembre para dar comienzo con las obras que llevarán dos años de trabajo”.

Los especialistas resaltan los beneficios económicos y estratégicos de ese proyecto, entre los cuales incluyen la posibilidad de extender la operación por más de 20 años, mantener la potencia instalada nuclear y el nivel de diversificación de la matriz y conservar los conocimientos nacionales sobre la tecnología de uranio nacional y agua pesada. Además, recuerdan que la extensión de la vida útil de la central va a demandar US$ 465 millones, de los cuáles aproximadamente el 51% serán en moneda nacional. A raíz de todo, eso consideran conveniente “que se evalúe adoptar otras alternativas para afrontar los picos de demanda eléctrica del próximo verano, a fin de no postergar la parada prevista para poder dar comienzo a las obras”.

Contra la privatización

Apuaye critica también la conveniencia de privatizar NA-SA como propuso el gobierno.  “Debe evitarse que en la búsqueda de soluciones macroeconómicas cortoplacistas se dilapide el patrimonio nacional y el futuro científico nuclear de la Argentina”.

Uno de los argumentos que hacen valer los técnicos es que NA-SA “no genera pérdidas presupuestarias y se solventa con sus ingresos por venta de energía eléctrica”. Además, afirman que “por su carácter estratégico y crítico, corresponde que el manejo y la operación de las centrales nucleares se mantengan en el ámbito del Estado Nacional. Asimismo, deben preservarse los muy calificados cuadros de especialistas y la mano de obra con vasta experiencia para encarar la ejecución de las próximas centrales nucleares”.

“Llama la atención que se encare esta privatización con mayor prioridad y profundidad que con otras empresas del Estado Nacional altamente deficitarias, que requieren significativos y permanentes aportes del Tesoro Nacional para su funcionamiento”, concluyen.

, Fernando Krakowiak

El intendente de Lanús, Julián Álvarez, y su par de Quilmes, Mayra Mendoza, dos de los principales referentes de La Cámpora -la agrupación que lidera Máximo Kirchner- impulsan una polémica iniciativa que apunta a gravar con un impuesto adicional la logística de combustible que se realiza en el Puerto de Dock Sud. Concretamente, los dos jefes municipales quieren cobrar un nuevo tributo a las empresas petroleras que operan en el puerto ubicado dentro del partido de Avellaneda en función de la cantidad de camiones cargados con derivados del petróleo que transiten por sus respectivos municipios. Se trata de una iniciativa que no tiene antecedente alguno.

En los hechos, el Puerto de Dock Sud funciona como un consorcio, un ente autárquico, que maneja su propio presupuesto y se autofinancia con los fondos que provienen de las diferentes tasas que abonan las compañías por el uso del muelle y el tránsito de mercaderías. En la periferia del puerto está ubicada la refinería de la brasileña Raízen, que comercializa la marca Shell en la Argentina y es el segundo mayor jugador del mercado de combustibles.

El consorcio cuenta con un directorio que está conformado por representantes de los diferentes sectores que hacen uso del puerto; es decir, está integrado por directores de las empresas responsables de las cargas generales, de otras que se encargan de los containers, y también de referentes de las petroleras, sindicatos. A su vez hay directores por municipios lindantes al puerto. En ese armado, Julián Álvarez ocupa el rol de director del municipio de Lanús y Quilmes.

A principios de agosto, Álvarez solicitó una reunión de trabajo a la que asistieron los representantes de los diferentes sectores y allí reclamó un Fondo Compensatorio y una Red de Tránsito Pesado al Puerto de Dock Sud a fin de “saldar la deuda histórica que tiene el Puerto con los vecinos de Lanús y Quilmes”, según aseveró.

El argumento del mandatario municipal fue que en ambos municipios están radicadas la mayoría de las empresas de logística del puerto y que esto genera que todos los días transiten camiones por Lanús y Quilmes hasta Dock Sud, lo que provoca un daño en las calles, en el tendido eléctrico y el deterioro de la infraestructura de los barrios. Ese argumento fue abiertamente refutada por los representantes de las empresas e incluso por el intendente de Avellaneda, Jorge Ferraresi, que desde fines del año pasado se corrió del armado político de Máximo Kirchner y hoy está enfrentado con la conducción de La Cámpora.

Rechazo

El pedido de Álvarez fue rechazado por la presidenta del consorcio del Puerto Dock Sud, Carla Monrabal; por los representantes de las diferentes empresas que operan en el puerto, por los sindicatos, y también por el director del Municipio de Avellaneda, Carlos Lombardo.

Fuentes privadas al tanto de la reunión aseguraron a EconoJournal a este medio que “se trata de un reclamo absurdo porque la mayoría de los camiones que se dirigen al puerto van por la autopista y no por las calles de Lanús o Quilmes. Los únicos que pasan son los camiones cisterna que van hasta las estaciones de servicio, pero se trata de un número muy chico”.

“No tiene sentido el pedido. Álvarez quiere buscar un mecanismo para que el Puerto de Dock Sud le pague un monto, que no está definido, para arreglar todas las calles del distrito”, aseguraron las fuentes consultadas.

Interna

El planteo de Álvarez y Mendoza evidenció la interna que está atravesando el peronismo en la provincia de Buenos Aires. A través de un video distribuido en la red social X (ex Twitter), Ferraresi aseguró que los datos que habían expuesto los intendentes de Lanús y Quilmes sobre el puerto de Dock Sud eran falsos.

Antes, los jefes municipales de Lanús y Quilmes habían compartido un video en el que sostenían que el Puerto concentra el 40% de las exportaciones de containers del país y el 96% de la provincia de Buenos Aires. Mientras que en el material compartido por Ferraresi se señala que la terminal concentra el 31% de las exportaciones de containers de todo el país y el 40% de la provincia de Buenos Aires.

Los referentes de La Cámpora habían asegurado que en Lanús y Quilmes están radicadas la mayor cantidad de empresas de logística del Puerto. Y en el video compartido por Ferraresi se desmiente esta versión y se indica que de todos los depósitos fiscales de la zona sólo hay uno en Lanús y ninguno en Quilmes.

También, Álvarez y Mendoza aseveraron que el directorio del Puerto estaba debatiendo la aprobación de una obra para ensanchar la vía navegable, lo que permitiría el ingreso de mega buques portacontenedores y que a su vez se duplicaría la actividad portuaria. Ferraresi también desmintió esto y advirtió que la obra permitirá el ingreso de buques más grandes adaptando el puerto a las necesidades del mercado y que el volumen de los contenedores no variará.

Desde las intendencias de Lanús y Quilmes habían señalado que estás obras iban a implicar más camiones y más calles rotas para las ciudades. Sin embargo, las vías de ingreso y egreso del puerto de Dock Sud son autopistas y los camiones que ingresan al puerto por Lanús sólo representan el 1,3% del total y los que pasan por Quilmes, el 1 por ciento.

, Loana Tejero

El gobierno creó el Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) que tendrá como objetivo analizar las solicitudes de adhesión y los planes de inversión que se presenten desde el sector privado. El comité estará a cargo de Daniel González, hombre de confianza del ministro de Economía, Luis Caputo, quien en los hechos viene coordinando el trabajo de las áreas de energía y minería dependientes del Ministerio.

La medida se instrumentó mediante la resolución 814 del Ministerio de Economía, publicada este martes en el Boletín Oficial con la firma de Caputo. El nuevo grupo evaluador estará conformado por funcionarios de la Casa Rosada y secretarios de primera línea del Palacio de Hacienda.

En rigor, González, también ex CEO de YPF, será el hombre del gobierno que controlará las adhesiones al RIGI, mientras que Eduardo Rodríguez Chirillo de Energía quedó afuera del comité.

La exclusión de la Secretaría de Energía del comité genera más distancia entre Caputo y Rodríguez Chirillo, siendo que oil & gas es un sector clave para el RIGI, sobre todo en proyectos vinculados a la exportación de gas natural.

Como antecedente, a principios de agosto Daniel González integró el grupo de funcionarios que acompañó al presidente Javier Milei a Loma Campana, el área emblema de YPF en Vaca Muerta, y luego a Chile para afianzar las exportaciones de gas a ese país. En esa ocasión, Rodríguez Chirillo no participó de la comitiva oficial.  

Comité

La resolución del Ministerio de Economía aclara que “podrán integrar el Comité Evaluador de Proyectos RIGI los titulares de las Secretarías del Poder Ejecutivo Nacional o funcionarios con rango y/o jerarquía superior o equivalente”.

Por tal motivo, además de González, el grupo que armó Caputo, que tendrá la decisión de aprobar o no los proyectos del RIGI, está integrado por María Ibarzabal Murphy, una abogada del estudio Cassagne que desembarcó en el gobierno en abril y que fue una pieza clave en la estrategia de negociación del Poder Ejecutivo con los otros bloques del Congreso para aprobar la Ley Bases. Es una funcionaria de confianza de José Rolandi, el vicejefe de Gabinete.

También hay un lugar en el comité para la Secretaría de Coordinación de Producción del Ministerio de Economía, a cargo de Juan Pazo, y para la de Infraestructura (todavía no hay ningún funcionario nombrado). Además, estarán representadas la cartera de Finanzas de Pablo Quirno Magrane; de Hacienda, cuyo titular es Carlos Guberman; y la dependencia Legal de Alejandro Speroni, todas de Economía. 

, Roberto Bellato

SALTA (enviada especial)-. Mansfield minera, subsidiaria de la canadiense Fortuna Silver Mines Inc., se dedica a la exploración y desarrollo de proyectos mineros en la provincia de Salta hace más de 25 años. Tiene a su cargo la mina Lindero, el primer proyecto metalífero de Salta. Se trata de un pórfido de oro que se encuentra en producción desde 2021 y tiene una vida útil de 13 años. Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera, participó de la nueva edición de Argentina Mining y en diálogo con EconoJournal, brindó detalles sobre los avances del proyecto y destacó el papel del RIGI para impulsar la actividad en la Puna. “El Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones es la herramienta que estaba buscando el inversor minero. El RIGI permite bajar una gran cantidad de puntos de la alta carga tributaria que tiene el sector, que era la más alta del continente”, remarcó.

El ejecutivo de Mansfield Minera planteó que “gracias al nuevo régimen los inversores observan con más optimismo la posibilidad de invertir en la Argentina. El RIGI tiene una parte fundamental que es generar la estabilidad que está queriendo el inversor.  Ahora se deberá respetar. El camino es la confianza y trabajar para cumplir con lo que se prometió”.

A su vez, agregó que “los países competidores también están haciendo su trabajo para ser más fuertes. Por eso, no debemos perder la idea de trabajar permanentemente para lograr la competividad”.

Huidobro advirtió que los presupuestos exploratorios van migrando de región, que no quedan fijos, y que muchos inversores hoy eligen hacer sus desembolsos en África porque están en busca de cobalto para fabricar baterías. “Los presupuestos van migrando y es importante alentarlos a que vengan a esta región. Estamos en una etapa de muchos proyectos, sobre todo metalíferos que están entrando a su etapa de madurez. Si no trabajamos para atraer inversores el día de mañana no vamos a tener proyectos ni minas”, puntualizó.

Impacto ambiental

El gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera también detalló cuáles son los trabajos que están realizando desde la empresa para disminuir la huella de carbono en la producción. Remarcó que “hoy la comunidad le está pidiendo otras cosas a la minería. Nos exige que empecemos a trabajar en la sustentabilidad de nuestros productos. Mina Lindero el año que viene va a ser híbrida. Va a trabajar con energía renovable gracias a un acuerdo que firmamos con Secco”.

La mina funcionará con energía solar durante el día, y a la noche se abastecerá con diésel. Huidobro aseguró: “De esta manera contribuimos con la disminución de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, la huella de carbono, pero también esto tiene un impacto económico porque nos vamos a ahorrar cuatro millones de litros al año de gasoil”.

Primer proyecto híbrido en la puna salteña

Será el primer proyecto híbrido en brindar una solución eficiente a través de la generación de energías limpias.La Secretaría de Minería y Energía de la provincia, mediante Resolución 10/2023, ya aprobó el Informe de Impacto Ambiental y autorizó la construcción.

El parque solar contará con una potencia total de 6.55 MWp y un sistema de almacenamiento de energía por baterías de Litio-Ion con una potencia de 11,7MWh, aptas para funcionar a una altura de 3.800 msnm. El sistema fotovoltaico otorgará energía al sistema durante el día y almacenará los excedentes en las baterías para generar una reserva que permita utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera.

Desafíos

Huidobro también se refirió a los desafíos que deberán sortear las empresas para aprovechar todo el potencial que posee el país. “La minería funciona muy lentamente. Es un sector distinto a los demás. Lindero se descubrió en el año 2000 y recién en 2020 empezó la producción. En todo ese tiempo se realizó inversión para desarrollar el proyecto, con los altibajos que tiene la Argentina. Los legisladores piensan a cuatro años, no a veinte que es el tiempo que requieren este tipo de iniciativas”, aseveró.

El ejecutivo de Mansfield Minera marcó que otro de los desafíos es el capital humano. Por eso, consideró que se debe capacitar a estudiantes para que desarrollen su carrera profesional y puedan incorporarse al sector.

Huidobro exhibió el trabajo que se encuentran realizando desde la compañía y afirmó: Nosotros estamos brindando becas a los chicos que están egresando de la secundaria, evitando que migren de los pueblos a las ciudades. Llevamos la universidad arriba, a la Puna. Armamos una universidad virtual con la Universidad Católica Argentina, en la que los chicos hoy pueden estudiar cualquier carrera sin tener que mudarse”.

“Los chicos están estudiando y son alentados por los tutores, que son colaboradores de la empresa que van nivelándolos. Vamos a hacer una escuela nueva este año para Nivel Inicial. Antes, la región de Tolar Grande sólo tenía cinco estudiantes de ese nivel y hoy cuenta con 20. Trabajamos siempre con la comunidad porque somos parte, para eso estamos”, finalizó Huidobro. 

, Loana Tejero

En el marco de la celebración del “Día de la Petroquímica”, organizada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) y la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), se realizó la primera “Jornada de Vinculación Academia/Industria”. Este evento, impulsado conjuntamente por el IPA y la Planta Piloto de Ingeniería Química (PLAPIQUI, UNS-CONICET), se destacó por la presentación de experiencias exitosas de colaboración entre la academia y el sector empresarial petroquímico.

La jornada, que tuvo lugar en el Libertador Hotel de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, reunió a representantes de empresas del sector petroquímico, autoridades académicas y científicas y a docentes investigadores. En particular, representantes de las industrias y los académicos se congregaron para presentar los resultados de los proyectos colaborativos. Especialmente durante la exposición de pósters en un Gallery Walk, se dio una intensa interacción entre expositores y asistentes, fomentando el intercambio de ideas y la generación de nuevas oportunidades de colaboración.

Reconocimiento

En el evento, se realizó el reconocimiento al proyecto más destacado. En esta primera “Jornada de Vinculación Academia-Industria”, dicho reconocimiento fue otorgado al proyecto desarrollado por la empresa PROFERTIL S.A. y el instituto de investigación PLAPIQUI. Este proyecto se centró en el desarrollo e implementación de un modelo de optimización en línea (RTO) para la planta de producción de amoníaco y urea de PROFERTIL, ubicada en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca. Los resultados de esta cooperación han generado impactos significativos tanto en la empresa como en diversos grupos de investigación, demostrando que la colaboración no solo permite operaciones más eficientes, sino que también impulsa el avance de la ciencia y la tecnología, además de contribuir a la formación de recursos humanos altamente calificados.

“El Día de la Petroquímica y la primer Jornada de Vinculación Academia/Industria han sido una plataforma excelente para fortalecer los lazos entre el sector académico y la industria”, destacó Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®). “Estamos muy satisfechos con la participación activa y el interés demostrado por todos los involucrados. Estos eventos son importantes para impulsar la innovación y el desarrollo en nuestra industria y el sector en general”, agregó.

Durante el evento, los equipos formados por empresas y entidades que participaron (PLAQUIMET, CINDECA e INTEMA; Compañía MEGA S.A. y PLAPIQUI; YTEC y CIHIDECAR; Pampa Energía S.A. e IPROBYQ; Unipar Indupa S.A.I.C. y PLAPIQUI; SINTEC e INTEMA; y Petroquímica Cuyo S.A.I.C. junto a CIHIDECAR) exhibieron una serie de pósters que detallaban sus proyectos colaborativos academia-industria en curso y áreas de interés para futuras asociaciones con el ámbito académico.

Los proyectos

Los proyectos presentados fueron evaluados por un Comité Evaluador integrado por representantes del IPA®, la CIQyP®, la industria y de la Gerencia de Vinculación Tecnológica del CONICET. En cuanto a la selección del caso más destacado, se tuvo en cuenta la envergadura e innovación del proyecto y el impacto del mismo en la academia y en la empresa.

“Con este tipo de iniciativas entre el sector con una visión académica, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) reafirma su compromiso de seguir promoviendo iniciativas que faciliten la colaboración y el avance en el campo de la petroquímica”, destacaron desde el Instituto.

, Redaccion EconoJournal

El Grupo Logístico Andreani fue galardonado como “Mejor Proveedor de Servicios y Soluciones para Digital Commerce” en los eCommerce Awards 2024, un premio que distingue a las empresas por su labor en la industria del digital commerce y los negocios por internet. Este es el segundo año consecutivo que Andreani recibe este reconocimiento.

En 2023, había obtenido el primer lugar en la categoría Servicios y Soluciones para el eCommerce y esta vez fue premiada en la nueva categoría de Logística y Fulfillment.

“Desde el almacenamiento y la gestión de órdenes de pedido hasta la distribución y entrega, Andreani brinda opciones de personalización que se adaptan a cada requerimiento. Con el servicio de fulfillment, brinda una solución completa y automatizada que atiende las necesidades de los clientes, en especial de PyMEs y emprendedores, ya sea que requieran un servicio de logística integral o una solución más compleja”, destacaron desde la firma a través de un comunicado.

Reconocimiento

María Casal, Gerente de Marketing de Andreani, aseguró: “Trabajamos desde hace varios años en el desarrollo de procesos que nos lleven hacia la eficiencia. Crecimos muchísimo este último tiempo, sobre todo de la mano del comercio electrónico. Por eso, creemos que la inversión en tecnología y la automatización en los procesos logísticos es clave. Apuntamos a facilitar los tiempos de entrega y ofrecer el mejor servicio a todo nuestro ecosistema de comercio electrónico principalmente”.  

De acuerdo a un informe de la Cámara Argentina de Comercio Electrónico (CACE), en el primer semestre del año el comercio electrónico registró una facturación de $8.555.918 millones, lo que representa un aumento nominal del 248% en comparación con el mismo período del año 2023. Estos datos apuntan a que una economía digitalizada favorece e incentiva el consumo ya que da accesibilidad y variedad de oferta.

“Las soluciones que brinda Andreani están diseñadas para colaborar con las necesidades, desafíos y crecimiento de cada cliente. Esta distinción en lose-Commerce awards es un ejemplo del compromiso asumido por la empresa de proveer un servicio personalizado a sus clientes”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La mejora de los estándares operativos en Vaca Muerta quedó reflejada durante julio en un indicador que suele pasar desapercibido en la agenda hidrocarburífera: la cantidad de pozos perforados, pero no completados — DUC’s, drilling but uncompleted– en el play no convencional de la cuenca Neuquina. Según informe elaborado por la consultora Tecnopatagonia, el stock de pozos DUC’s descendió desde más de 80 a principios de año a unos 45 en la actualidad. Aunque en sí mismo parece un dato técnico más de la industria, puesto en contexto la retracción de la cantidad de pozos perforados no completados está evidenciando un cambio interesante en la dinámica de la actividad en Vaca Muerta.

A lo largo de 2023 algunas petroleras dejaron de perforar nuevos pozos porque no podían fracturar los que ya habían perforados por falta de capacidad de completación (sets de fractura) y de evacuación y transporte de hidrocarburos (redes de oleoductos, almacenamiento y puntos de exportación). En los últimos meses, sin embargo, esa realidad parece haberse modificado porque las compañías de servicios especiales —Halliburton, Schlumberger, Clafrac, Weatherford y Tenaris, entre otras— sumaron capacidad de bombeo en las unidades de estimulación hidráulica. Prueba de eso es que la cantidad de etapas subió de un plateau de 1400 por mes a otro de 1700 en junio y julio, según los números relevados por Tecnopatagonia.

“Si bien es un hecho que en 2024 se sumaron algunos sets de fractura (existen 10 sets activos) y se estandarizó la estimulación de los pozos mediante técnicas como el dual-frac o el simil-frac, en la mejora de la eficiencia también incidió que varias de las compañías del segmento incorporaron bombas para operar cada set con una potencia de 60.000 caballos de fuerza hidráulica (HHP, hidraulic horse power) cuando el año pasado fracturaban con 40.000 HHP”, explicó Mariano de la Riestra, director de Patagonia.

Cuello de botella: perforación

Al mismo tiempo, la ampliación del sistema de evacuación de petróleo desde Neuquén hacia el Atlántico —se está transportando cada vez más crudo por camión hacia el puerto de Bahía Blanca— y también hacia el Pacífico a través de la optimización de Otasa —el oleoducto que conecta con Chile—, por lo que la producción de crudo desde Vaca Muerta crece mes a mes pese a que aún no ingresó en operación la expansión de la red de Oldelval, prevista para el último trimestre del año y la primera mitad de 2025.

Ambos fenómenos —el robustecimiento y la mejora de la eficiencia operativa en la instancia de completación de pozos y la ampliación de la capacidad de evacuación de crudo desde Neuquén— se combinaron para que el cuello de botella de la explotación de Vaca Muerta se empiece a trasladar hacia la cantidad de equipos de perforación activos en la cuenca Neuquina. Según el reporte de Tecnopatagonia, el stock de pozos DUC’s existentes se redujo hasta los 44 a fines de julio.  «En tiempos en que el stock era más elevado llegamos a tener más de 80 pozos, lo que facilitaba la la organización y planificación de las operaciones», explicó De la Riestra.

Costos ocultos

El modelo factoría que se utiliza en la explotación no convencional requiere que la capacidad de los equipos de perforación esté alienada con la de los sets de fractura. El riesgo de que la cantidad de pozos DUC’s siga cayendo es que atente contra la eficiencia de los sets de fractura, dado que lo ideal es que los equipos de completación puedan operar a full capacity para opetimizar su estructura de costos.

En julio se registraron 34 equipos de perforación operativos en Vaca Muerta. «Cuando una parte de la cadena se detiene por falta de pozos, equipos o cualquier otro motivo, esa ineficiencia repercute en todo el sistema», indicó el ejectuvo, antes de agregar: “Como ya se sabe que hacia fines de 2024 habrá 12 sets de fractura activos en Vaca Muerta, lo que se va a suceder, si no se suman nuevos rigs de perforación, es que bajará el ritmo de completación de cada uno de los sets”, explicó De la Riestra.

Según la proyección trazada por Tecnopatagonia, hacia finales del año, cuando se cristalice la operación en Vaca Muerta con 12 sets de fractura, podría superarse la cifra de 2000 etapas por mes. “Pero eso va a suceder si al mismo tiempo el parque de rigs de perforación acompaña la expansión de la capacidad de completación. En caso contrario, los sets de fractura empezarán a operar más despacio y la tendencia del factor de ocupación de los equipos de completación irá a la baja, generando un costo oculto en el costo total del pozo”, concluyó De la Riestra.

, Redaccion EconoJournal

Con motivo de la celebración por el “Día de la Petroquímica”, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) llevaron adelante un encuentro junto a los principales referentes del sector, en el Salón Grand Bourg del Libertador Hotel de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Allí, diferentes paneles y expositores abordaron los diversos referidos al desarrollo de la industria.

La bienvenida a la celebración fue dada por Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), quien agradeció la participación de los representantes gubernamentales, de empresas y de las diversas entidades. En sus palabras destacó el 74º aniversario de la industria petroquímica y la importancia del sector en la economía de la Argentina, el cual representa hoy el 4,2% del PBI nacional y sus exportaciones anuales son aproximadamente un 19% de las ventas externas totales de manufacturas de origen industrial, sólo superado por el sector automotriz. La industria petroquímica argentina representa el 0,9% de la producción global y es la segunda en Sudamérica después de Brasil.

Durante el primer panel, Adrián Calcaneo, vicepresidente de energía y Feedstocks; y Pablo Giorgi, director ejecutivo del negocio de Olefinas de América del Norte, ambos integrantes de Chemical Market Analytics by Opis (Oil Price Information Service), compartieron su visión sobre el entorno petroquímico mundial y su efecto en América Latina, como así también el panorama global y regional del petróleo crudo y del gas natural.

Con respecto al gas señalaron que es una fuente de energía crucial para millones de hogares en América Latina, utilizado para cocinar, calentar, en la movilidad urbana y en la generación de energía. Por lo tanto, garantizar el suministro constante a precios accesibles es de suma importancia. A su vez, marcaron su perspectiva sobre el futuro de la industria petroquímica, sector vital para la Argentina.

Rodolfo Pérez Wertheim, de Meranol S.A.C.I. y actual vicepresidente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), dialogó con el Dr. Julio Gabriel Cordero, secretario de Trabajo, Empleo y Seguridad Social de la Nación, que dada su experiencia y dedicación en derecho laboral brindó un panorama sobre el mercado del trabajo en el país y los desafíos para tener una industria competitiva. 

Cordero señaló que “es fundamental abrir nuevos espacios de diálogo entre empresarios, trabajadores y el Gobierno, y así poder explicar que el trabajo es un lugar de inserción humana y que permite al ser humano manifestar toda su dignidad, y no es un `cliché´, porque este mensaje es el que nos permite negociar distinto desde todos los lugares donde estemos, con trabajadores que se inserten al mundo del trabajo y se inserten de manera adecuada en empresas sostenibles”.

Bloques

Como parte del encuentro tuvo lugar una presentación de Horacio Daniel Marín, presidente y CEO de YPF, sobre la actualidad de la empresa, que luego cerró con un mano a mano junto a Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y región sur de América Latina y presidente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®). 

Marín destacó que “YPF es argentinidad, tiene el 95 por ciento de imagen positiva en el país. Por esto, en Argentina tenemos que trabajar en la productividad, generando valor para ser más eficientes y reducir los costos. Mediante nuestro `Plan 4×4´, centrada en cuatro pilares, buscamos cuadruplicar el valor de YPF en cuatro años, aspirando a batir récords en la producción de petróleo y gas en la Argentina para transformarnos en una gran exportadora de hidrocarburos para el año 2030”.

A su vez, el ejecutivo de YPF asveró: “Vaca Muerta tiene un rol preponderante y un potencial de duplicar la cantidad de petróleo y gas actual. El proyecto para exportar gas natural se llama Argentina LNG, porque va a ser desarrollado por toda la industria, no sólo por nuestra empresa. El crecimiento que viene asociado a Vaca Muerta, promete un futuro brillante que no solo impulsará el desarrollo del petróleo y el gas, sino que también es un gran pilar para toda la industria química y petroquímica”.

La jornada

Durante la mañana y en el marco de la celebración del “Día de la Petroquímica”, se realizó la primera “Jornada de Vinculación Academia/Industria”. Este evento, impulsado conjuntamente por el IPA y la Planta Piloto de Ingeniería Química (PLAPIQUI, UNS-CONICET), se destacó por la presentación de experiencias exitosas de colaboración entre la academia y el sector empresarial petroquímico.

En esta primera jornada se presentaron los resultados de ocho proyectos colaborativos y cuyo principal reconocimiento, entregado durante el almuerzo, fue otorgado al proyecto desarrollado por la empresa PROFERTIL S.A. y el instituto de investigación PLAPIQUI.

El cierre del encuentro fue realizado por Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), y Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA), quienes destacaron la relevancia de esta fecha tan especial como un hito para continuar promoviendo la innovación y la sustentabilidad en la industria, así como de fomentar el diálogo y la colaboración entre los actores clave del sector. Con un firme compromiso hacia el futuro, enfatizaron que el crecimiento y la modernización de la petroquímica son fundamentales para el desarrollo económico y la creación de valor en Argentina.

A su vez, se destacó el apoyo de las empresas sponsors que brindaron un alto grado de responsabilidad con la temática del encuentro como lo fueron: Unipar, YPF Química, Profertil, MEGA, Dow, y PetroCuyo.

Día de la Petroquímica, un poco de historia en nuestro país

Desde el 26 de agosto de 1950 se celebra el Día de la Química y Petroquímica en la Argentina, fecha en que se inauguró la primera planta petroquímica de América Latina, en la localidad de Campana (Provincia de Buenos Aires) para la producción de tolueno sintético. Representando un hito importante para el desarrollo posterior de la industria petroquímica Argentina. Los productos químicos y petroquímicos son fundamentales en la actividad productiva y juegan un rol principal en la industria, dado esto, en la actualidad más del 96% de los productos que manipulamos cotidianamente tienen relación con el sector (96 de 100). 

Esta industria representa hoy el 4,2% del PBI nacional y sus exportaciones anuales son aproximadamente un 19% de las ventas externas totales de manufacturas de origen industrial. La industria petroquímica argentina representa el 0,9% de la producción global y es la segunda en Sudamérica después de Brasil. Internamente, al aumentar día tras día la producción de gas no-convencional y la capacidad de transporte a diferentes puntos del país, existe un excelente potencial para monetizar el gas natural y desarrollar la industria del litio y cobre, que le darán un salto cuántico importante a la producción local de químicos y petroquímicos.

En la economía real, la industria química y petroquímica del país está conformada por más de un 50% de Pymes y en su conjunto emplea a 70 mil empleos directos, y más de 280 mil empleos en forma indirecta. En Argentina, toda esta cadena de valor se desarrolla principalmente en 8 polos químicos y petroquímicos distribuidos de este a oeste del país, principalmente en la provincia de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Mendoza y Neuquén. Tiene un fuerte impacto en las economías regionales por su alto valor de multiplicación de empleo de calidad.

, Redaccion EconoJournal

La empresa San Antonio, prestadora de servicios de perforación, completación y optimización de pozos de la Argentina, anunció la designación de Fernando Rearte como CEO de la compañía y la nueva posición de Edgardo Lorenzo como director del Comité Ejecutivo.

“Estos nombramientos marcan una nueva fase de desarrollo estratégico que, en el marco de nuestra trayectoria de más de 60 años en el sector de servicios petroleros, mantendrá nuestro compromiso con la Excelencia Operacional”, destacaron desde la empresa a través de un comunicado.

Trayectoria

Desde San Antonio, subrayaron que Rearte cuenta con experiencia en cargos relevantes en empresas de envergadura del sector energético argentino. “Su liderazgo y su conocimiento del sector serán fundamentales para guiar a San Antonio hacia nuevas oportunidades y desafíos de un entorno en constante evolución, manteniendo la Calidad, Seguridad y Eficiencia Operativa”, afirmaron.  

“Fernando Rearte se une a un equipo directivo comprometido que cuenta con amplia experiencia y conocimiento de San Antonio y tiene como norte el agregado de valor en la prestación de servicios de calidad, seguros y eficientes para la industria energética; y trabajarán en conjunto potenciando sus habilidades y generando nuevas oportunidades”, aseguraron desde la compañía.

Edgardo Lorenzo, con más de 17 años de trayectoria en San Antonio, habiendo ejecutado diferentes roles entre los cuales se destacan la Dirección General de Operaciones y el de CEO durante los últimos cuatro años, pasó a asumir la posición de director del Comité Ejecutivo.

 «Con Fernando fortaleceremos nuestras capacidades para continuar prestando servicios de calidad. Su visión estratégica y su experiencia serán claves para seguir consolidando nuestra posición en el mercado del petróleo y del gas, desarrollar nuevas oportunidades y continuar ofreciendo los servicios de nuestras diferentes líneas, con eficiencia y con el compromiso de siempre. Estamos complacidos de dar la bienvenida a Fernando a San Antonio”, aseveró Lorenzo.

, Redaccion EconoJournal

La compañía alemana Wintershall Dea concretó la venta de todos sus activos de producción y exploración, excepto las relacionadas con Rusia, a la empresa británica Harbour Energy. En la operación se incluyen desarrollos de Wintershall Dea en Vaca Muerta y la participación en el proyecto offshore Fénix, ubicado frente a las costas de Tierra del Fuego.

El comunicado fue emitido desde la ciudad de Kassel, donde la compañía alemana tiene su sede, y remarca que “a partir del 3 de septiembre de 2024, el negocio de exploración y producción de Wintershall Dea, excluidas las actividades relacionadas con Rusia, se ha transferido a Harbour Energy. La transferencia incluye derechos de exploración en Noruega, Argentina, Alemania, México, Argelia, Libia (excluyendo Wintershall AG), Egipto y Dinamarca (excluyendo Ravn), así como las licencias de almacenamiento de carbono (CCS) de Wintershall Dea”.

En diciembre del año pasado, Harbour Energy había firmado un acuerdo con BASF y LetterOne, accionistas mayoritarios de Wintershall Dea, para comenzar la operación de venta de los activos por US$ 11.200 millones, tal como publicó EconoJournal.

En la Argentina, Wintershall Dea produce 66.700 barriles equivalentes de petróleo en Tierra del Fuego y Neuquén, donde opera las áreas de shale gas Aguada Pichana Este y San Roque.

El comunicado afirma que las principales tareas de la compañía alemana “incluirán la tramitación de las reclamaciones relacionadas con la expropiación de los activos rusos, la venta de los activos restantes, la reestructuración organizativa y, en última instancia, el cierre de las unidades de la sede central en Kassel y Hamburgo. Wintershall Dea también proporcionará servicios de transición a Harbour Energy durante un máximo de 12 meses”.

Tras el cierre de la operación, Stefan Schnell, hasta ahora vicepresidente senior de Informes y Gestión del Rendimiento del grupo en BASF SE, y Larissa Janz, hasta ahora vicepresidenta de proyectos especiales en Wintershall Dea, asumen la dirección de la empresa como presidente y vicepresidenta del consejo de administración, respectivamente. Al mismo tiempo, el director General, Mario Mehren, la directora de Operaciones, Dawn Summers, y el director financiero Paul Smith renunciaron a sus cargos en la compañía alemana.

, Redaccion EconoJournal

El presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio, inició este martes las operaciones del mercado en Estados Unidos con el emblemático toque de campana, al celebrar el quinto aniversario de la compañía cotizando en Wall Street. La acción del segundo productor de Vaca Muerta aumentó en ese lapso más de 460%, tocó máximos históricos, con US$ 52 al cierre de este lunes 2 de septiembre, y la empresa ya vale US$ 5.000 millones.

Vista fue pionera en abrir los mercados internacionales al crudo de Vaca Muerta y es líder en la exportación de petróleo liviano. En la actualidad la compañía fundada por Galuccio exporta más del 50% de su producción a destinos que incluyen Brasil, Chile y Estados Unidos.

Miguel Galuccio tocó la campana en Wall Street.

La empresa es uno de los operadores que más ha acelerado su actividad en la Cuenca Neuquina. En 2023 invirtió cerca de 800 millones de dólares en Vaca Muerta y para este año proyecta más de 1.000 millones de dólares. Durante el cuarto trimestre, incorporará a sus operaciones un tercer equipo de perforación y un segundo equipo de fractura con los que proyecta estar por delante de sus objetivos para el 2026.  

Metas

El objetivo de la empresa es exportar al menos el 60% de su producción para 2026. Si se toma en cuenta un precio promedio del Brent de 80 dólares por barril, estas exportaciones podrían generar más de 1.500 millones de dólares en divisas para Argentina.

En materia de producción, buscará alcanzar los 85.000 boe/d para el cuarto trimestre de 2024. A su vez, proyecta 100.000 boe/d en 2026 y su visión hacia 2030 es llegar a producir 150.000 boe/d para 2030.

Vista planea duplicar su EBITDA ajustado, fijando un objetivo de 1.100 millones de dólares para 2024 y 1.700 millones para 2026.

La compañía redujo sus emisiones en un 26% en términos absolutos entre 2020 y 2023, y en un 60% en términos de intensidad. Vista no solo está implementando tecnologías para descarbonizar sus operaciones, sino que también planea alcanzar un objetivo de intensidad de 7 kg CO2e por boe para 2026.

, Redaccion EconoJournal

Milicic, la empresa de construcciones y servicios, dio inicio a los trabajos para la empresa Oroplata (Newmont Gold Corp) referidos a la ejecución parcial de la Fase 4A de la mina Cerro Negro.  Las tareas consisten en el recrecimiento de nivel de almacenamiento del dique de relaves hasta el nivel 788 metros sobre el nivel del mar (msnm). Los principales trabajos contemplan en excavaciones, movimientos de suelos y rellenos estructurales sobre los muros existentes Muro 2 y Muro 2 Este del dique de colas actual.

Asimismo, se prevén tareas de remoción de cubierta vegetal, excavación común, producción de material en cantera, rellenos estructurales con grava patagónica, terminación de taludes, capas de rodamiento y bermas de seguridad. También, se contempla la instalación de instrumentación geotécnica, piezómetros, líneas de vida y defensas metálicas en los muros.

“Para hacer frente a este desafío, Milicic destinará un amplio plantel de mano de obra directa e indirecta altamente calificada, con picos de hasta 150 personas entre oficiales, ayudantes, maquinistas, choferes, capataces, jefes de obra, personal técnico y de apoyo. Se dispondrá de un importante parque de máquinas de equipos propios, que incluye camiones, cargadores, excavadoras, compactadores, topadoras, manipuladores telescópicos, grupos electrógenos, vehículos de transporte de personal y módulos para oficinas, talleres y obradores”, destacó Brenda Martin, jefe de Proyecto.

El trabajo

Una parte muy importante del proyecto consiste en la construcción de nuevos caminos de acceso, servicio y acarreo de materiales en sectores estratégicos como el Distrito Este de la mina.

Estas obras incluyen la remoción de cubierta vegetal, excavaciones, rellenos estructurales compensados y con grava patagónica, bermas, capas de rodamiento, alcantarillas de conducción de aguas y canales. Además, se proveerán e instalarán todas las señalizaciones y cartelería de seguridad correspondientes.

 “La magnitud de esta obra demandará un estricto control de calidad, seguridad y cuidado del medio ambiente, principios rectores de nuestra empresa. Es un orgullo para la empresa poner una vez más su profesionalismo, experiencia y capacidad al servicio de esta nueva y trascendente obra para la minería argentina en el yacimiento Cerro Negro de Newmont Goldcorp”, concluyó Martin.

La mina

Cerro Negro está ubicada a 70 kilómetros de la ciudad de Perito Moreno, al noroeste de la provincia de Santa Cruz, en un área comprendida por 21.548 hectáreas, a una altitud de aproximadamente 780 metros sobre el nivel del mar. Es una explotación minera subterránea de vetas de cuarzo que contienen oro y plata.

Hasta el momento se identificaron cinco zonas mineralizadas: Eureka, Mariana Central, Mariana Norte, Bajo Negro, Silica Cap y San Marcos.

, Redaccion EconoJournal

Pese a la suba de tarifas aplicada por el gobierno de Javier Milei durante el primer semestre, las tarifas eléctricas para los usuarios residenciales en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) continúan siendo una de las más bajas de América del Sur.

La factura con impuestos de un hogar que consume 100 KWh mensuales es de US$ 0,19 por KWh en promedio quedando por detrás de lo que se paga en Uruguay (US$ 0,37), Perú (US$ 0,23) y Brasil (US$ 0,24) y por delante de Chile (US$ 0,15), Colombia (US$ 0,15), Bolivia (US$ 0,11) y Paraguay (US$ 0,05). No obstante, en el AMBA las tarifas se ubican por debajo del promedio nacional.

Las tarifas del AMBA

Los usuarios residenciales de altos ingresos (Nivel 1) abonaron en junio US$ 0,13 por KWh promedio en AMBA, superando solo los hogares de Bolivia (US$ 0,11) y Paraguay (US$ 0,05), según detalla un informe elaborado por la Usina para el Desarrollo Energético Argentino (Udea) y la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera). Es importante aclarar que el trabajo no toma en cuenta cuánto representa ese gasto con respecto a los ingresos promedio de cada país y solo compara tarifas medidas en dólares.  

Los usuarios de ingresos medios (Nivel 3) pagaron en junio solo US$ 0,07 por KWh y los usuarios de ingresos bajos (Nivel 2) US$ 0,06, siendo superados por todos los hogares de la región, salvo los de Paraguay que abonan US$ 0,05 por KWh. Esta comparación evidencia el atraso que arrastraba la tarifa de luz en el AMBA, pues hasta junio los hogares N3 habían acumulado un incremento interanual de 745% y los N2 de 690%, según un informe de las consultoras Economía & Energía y PxQ.

Las tarifas del resto del país

Si la comparación se realiza con la factura promedio que se paga en el resto del país la brecha se reduce. Un N1 fuera del AMBA paga en promedio US$ 0,20 por KWh, superando no solo a Paraguay (US$ 0,05) y Bolivia (US$ 0,11) sino también a Colombia (US$ 0,15) y Chile (US$ 0,15).

Un N3 fuera del AMBA paga US$ 0,14 por lo que queda por detrás de todos los países menos de Bolivia (US$ 0,11) y Paraguay (US$ 0,05), mientras que para un N2 la situación es similar porque abona US$ 0,12 por KWh.

La diferencia entre las tarifas del AMBA y las del resto del país se explica por el mayor Valor Agregado de Distribución (VAD) que pagan los clientes provinciales, pues el valor mayorista de la energía es el mismo para todos los usuarios, aunque segmentando de acuerdo al poder adquisitivo.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno se está quedando sin tiempo si quiere tomar una decisión drástica para que Atucha I pueda operar en el verano. La central nuclear tiene combustible dentro del reactor para no más de dos meses de operación, por lo que debería salir cuanto antes para reingresar a fin de año. Pero esta posibilidad tiene como principal barrera el vencimiento de la licencia de operación de la central nuclear en septiembre.

La semana pasada, la primera línea del Ejecutivo planteó su necesidad de potencia eléctrica para el verano en una reunión al máximo nivel político con funcionarios de la Autoridad Regulatoria Nuclear que encabezó el Jefe de Gabinete, Guillermo Francos, según pudo saber EconoJournal. La dilatación en el gobierno para definir si le pedirán formalmente algún tipo de excepción al organismo regulador nuclear se explica también por las resistencias e incertidumbre que genera la avanzada del asesor presidencial Santiago Caputo sobre los directorios de las empresas del área nuclear.

La posibilidad de que se registren cortes de luz en los momentos de mayor calor por falta de generación —escenario que planteó Cammesa, la compañía que administra el despacho eléctrico, en un informe publicado en junio— provoca inquietud en el área energética del gobierno. Como informó este medio, Cammesa había comenzado a explorar con Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) la posibilidad de postergar el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I. Pero el problema es que la licencia de operación de Atucha I vencerá el 29 de septiembre, limitando al máximo la posibilidad de lograr una excepción.

La sensibilidad de la cuestión finalmente escaló al nivel político. El directorio de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el organismo regulador del sector nuclear, fue convocado la semana pasada a Casa Rosada. Por parte del gobierno participaron Francos y también el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y el presidente de Nucleoeléctrica, Luis Fasanella. También estuvo presente Daniel González, el virtual secretario coordinador de las áreas de Energía y de Minería en el Ministerio de Economía.

Según pudo reconstruir EconoJournal sobre esa reunión acontecida el lunes de la semana pasada, la Secretaría de Energía y la empresa operadora de las centrales nucleares expusieron los escenarios de demanda y suministro de energía para el verano y la necesidad de disponer de la central nuclear. En cambio, la ARN desaconsejó poner a Atucha I en operación en el verano porque la central ya cumplió su ciclo y debe comenzar la parada de reacondicionamiento para extender su vida útil por 20 años más, una obra que tomará dos años.

La reunión en Casa de Gobierno finalizó sin ningún pedido formal al organismo regulador. Este medio consultó a la Secretaría de Energía si pedirán algún tipo de excepción, pero al momento de esta publicación no obtuvo respuesta.

Santiago Caputo, el poderoso asesor del Presidente, copará el directorio de NA-SA.

Ramificaciones de la interna política

Con independencia de la decisión final, el gobierno deja entrever en la búsqueda a contrarreloj para contar con los 362 MW de Atucha I una genuina preocupación por el suministro energético para el verano. Pero en un nivel más profundo exhibe cómo las internas políticas dentro del gobierno se ramificaron al sector nuclear, llevando a dilatar la toma de decisiones.

Santiago Caputo, el principal asesor y hombre de máxima confianza del presidente Javier Milei, concretará esta semana el desembarco de hombres de su confianza en Nucleoeléctrica y Dioxitek para intentar avanzar con su privatización, en una maniobra que tensiona con el perfil más profesional que Francos busca imprimir en la conducción del sector nuclear. «Se esta estructurando una interna entre la gente que responde a Francos y Caputo, pero me parece que ya la ganó Caputo», disparó una fuente conocedora de las internas por el control del sector nuclear.

Las designaciones en los directorios en estas empresas debieron concretarse la semana pasada, pero se vieron retrasadas por los desacuerdos. Esto explica la fallida asamblea para designar autoridades en Dioxitek, la empresa que provee el dióxido de uranio para el combustible nuclear. El presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Germán Guido Lavalle, detonó la asamblea al cuestionar la intención de la Secretaría de Energía y Caputo de ocupar la silla en el directorio que le corresponde al organismo nuclear por ser accionista en Dioxitek, actualmente ocupada por Daniel Marchi.

Mientras tanto, el asesor presidencial promueve en NA-SA las designaciones de Guido Giana y Jeremías Coppola como directores. Giana cobró notoriedad mediática y política en 2020 durante el conflicto por la usurpación y posterior desalojo de un importante predio en Guernica —precisamente por ser dueño, junto con su familia, de esas tierras en el sur de la provincia de Buenos Aires. Fue candidato a intendente en Presidente Perón por el PRO en 2015 y luego fue funcionario del PAMI durante los cuatro años del mandato de Mauricio Macri. Luego de la presidencia de Macri recaló como director de Administración y Finanzas del Sanatorio Güemes, propiedad de Mario Lugones, padre de Ramiro, consejero y amigo del asesor presidencial, con quien trabó una relación de amistad.

Por otro lado, Coppola es un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas, según se desprende de su perfil en LinkedIn. Ni Giana ni Coppola cuentan con una experiencia previa vinculada al sector nuclear y energético.

Extensión de vida

Por el lado de Nucleoeléctrica, la designación de autoridades se produce en un momento crítico. La empresa debería comenzar con el proyecto de extensión de vida de Atucha I, pero hoy no hay certezas sobre su ejecución. La prioridad del gobierno sería empujar el ingreso de accionistas privados en la empresa generadora o llevarla a un modelo de concesión para que el sector privado financie el proyecto en lugar del Estado. Alberto Lamagna, un doctor en física que trabajó en la CNEA, llegará a la presidencia de la empresa promovido por el titular de la Unidad Ejecutora de Empresas, Diego Chaher, que tiene el mandato de acelerar la privatización o concesión de las empresas que son propiedad del Estado.

Fuentes dentro de la empresa cuestionaron el argumento de la falta de fondos para el proyecto. Nucleoeléctrica licitó tres tramos del fideicomiso NASA IV para la prolongación de vida de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II). El fondeo total logrado fue de US$ 180 millones. El costo global estimado por estos proyectos asciende a US$ 700 millones.

También recordaron que el gobierno le generó un perjuicio financiero a NA-SA al dejarla fuera del esquema de regularización de la deuda acumulada por el Estado con las generadoras eléctricas y productoras de gas natural, instrumentado a principios de año por el ministro de Economía, Luis Caputo, tal como EconoJournal reveló en abril. A diferencia del resto de las generadoras, la compañía estatal no recibió bonos del Estado a cambio de la deuda por la energía generada en el primer trimestre del año.

«Si el gobierno necesita fondos podría priorizar el proyecto para que Nucleoeléctrica pueda recibir financiamiento de la CAF (Corporación Andina de Fomento), pero hasta ahora no lo ha hecho», apuntó una fuente. La CAF tiene fondos disponibles para proyectos de infraestructura para la Argentina por US$ 200 millones para el 2025. Por otro lado, el banco público francés Bpifrance aportaría los fondos necesarios para la ejecución del contrato de Nucleoeléctrica con Framatome para la provisión de algunos componentes.

Las asambleas para designar autoridades en Nucleoeléctrica y Dioxitek tendrán lugar hoy y mañana miércoles, respectivamente.

, Nicolás Deza

Autoridades del Gobierno de Río Negro participaron de la audiencia pública del Proyecto Calcatreu, que se llevó a cabo este viernes. “La jornada marca un hito en la interacción entre la comunidad, las autoridades y la empresa, garantizando la transparencia y la inclusión de diversas voces en la toma de decisiones sobre el desarrollo minero en la región”, aseguraron desde el gobierno provincial.

La iniciativa se encuentra ubicada en la zona sur de Río Negro. Está a 80 kilómetros al suroeste de la ciudad de Ingeniero Jacobacci. Se trata de un sistema epitermal de oro y plata de baja sulfuración con mineralización aflorando en la superficie, que está a cargo de Patagonia Gold.

La audiencia comenzó puntualmente a las 9, con la apertura a cargo de la presidenta de la audiencia, Judith Jiménez, secretaria de Ambiente y Cambio Climático. También estuvieron presentes Andrea Confini, secretaria de Estado de Energía y Ambiente; y el intendente de Ingeniero Jacobacci, José Mellado; quienes dieron la bienvenida a los participantes y destacaron la importancia de la instancia de participación ciudadana.

Instancia pública

Durante la primera parte de la jornada, los representantes de la empresa a cargo del proyecto tuvieron su momento para la exposición y explicación del mismo, así como del Estudio de Impacto Ambiental, con el fin de facilitar la comprensión por parte de la ciudadanía. La presentación fue realizada por Carlos Monjo, representante de la empresa Minera Calcatreu SAU; Pedro Alcaraz y Bruno de Olmos, de la Consultora EIA; quienes brindaron detalles técnicos sobre el desarrollo del proyecto.

En la instancia pública, se abrió un espacio para que funcionarios y expertos realizaran comentarios, observaciones o emitieran opiniones respecto al proyecto. “Este momento fue fundamental para incorporar diferentes puntos de vista y asegurar que se consideren todos los aspectos relevantes del Estudio de Impacto Ambiental”, destacaron desde el gobierno.

En la segunda parte de la jornada, los oradores inscriptos pudieron manifestar sus posturas y sugerencias respecto al proyecto.

El proyecto

Desde la gobernación, destacaron que “las medidas de mitigación ambiental que implementará Calcatreu incluyen controles rigurosos de calidad del agua, manejo responsable de residuos y la restauración de las áreas intervenidas. Además, el proyecto prioriza un diálogo continuo con las comunidades locales, asegurando que sus necesidades y preocupaciones sean atendidas a lo largo de todo el proceso. Esta integración entre desarrollo económico y cuidado ambiental establece un precedente de cómo la minería puede ser compatible con la preservación del entorno”

La operación inicial de Calcatreu está proyectada para cinco años, aunque existe la posibilidad de extender la vida útil del proyecto mediante exploraciones adicionales. “Esta característica de menor escala implica menores impactos ambientales, lo que refuerza su enfoque en la minería responsable y sustentable”, concluyeron desde el gobierno provincial.

, Redaccion EconoJournal

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, informó que su refinería ubicada en Dock Sud logró la certificación ISCC (International Sustainability & Carbon Certification) como planta coprocesadora y podrá producir diésel de origen renovable gracias al procesamiento de aceite de soja. Esto es así puesto que la certificación reconoce la inclusión de materias primas de origen vegetal en el proceso productivo.

Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, aseguró:  “Este es un hito que reafirma el compromiso de Raízen con la reducción de la huella de carbono. Pusimos toda nuestra capacidad de innovación para lograr coprocesar materias primas vegetales y elaborar productos sustentables que son cada vez más demandados por nuestros clientes”.

El ISCC es un esquema de certificación global alineado con la Directiva de Energías Renovables (RED II) de la Unión Europea y el Reino Unido. Este esquema asegura la trazabilidad del proceso y proporciona el cálculo de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, detallaron desde la compañía.

Proceso

Este nuevo proceso productivo, que se lleva a cabo en la planta de hidrotratamiento de la refinería de Dock Sud, ya se encuentra operando de manera sostenida.

La certificación lograda confirmó una reducción de emisiones de hasta un 80,4% en el ciclo de vida del diésel de origen vegetal, en comparación con el mismo volumen de diésel de origen fósil.

Impacto

«En Raízen Argentina estamos comprometidos con la transición energética, y seguimos explorando e invirtiendo en nuevas tecnologías para la descarbonización de nuestros productos construyendo así una matriz energética más limpia y renovable. En este caso, nuestra iniciativa integra a otro gran protagonista de la economía argentina, como es el sector agrícola», expresaron desde la compañía.

A su vez, remarcaron que este año Shell celebra 110 años de presencia en Argentina y que «en esta celebración, iniciativas como la del diesel renovable hacen la diferencia y son el verdadero motor que nos impulsa hacia adelante.

, Redaccion EconoJournal

El desarrollo de Vaca Muerta no sólo está redefiniendo el mapa energético de la Argentina, sino también las oportunidades de crecimiento para las provincias que participan en este proceso. Puntualmente en Río Negro, las empresas locales que brindan servicios asociados al desempeño sectorial ven en el oleoducto Vaca Muerta Sur y en la futura planta de Gas Natural Licuado (GNL) de Sierra Grande dos pilares fundamentales para el despegue económico.

Con el oleoducto, que permitirá transportar 390.000 barriles diarios, lo que incrementará en un 70% la posibilidad de evacuación de petróleo de la Cuenca Neuquina, y la planta de GNL, que promete transformar el gas natural en un producto de exportación competitivo a escala global, las empresas se fijaron como objetivo ocupar un rol clave en este desarrollo en función de su conocimiento del terreno y de sus capacidades operativas. 

A los ojos de Luis Aiassa, miembro de la Comisión Directiva de la Cámara de Empresas de Servicios (CES) de Río Negro y socio en Rakiduamn, compañía que brinda servicios de alta tecnología a la industria de Oil & Gas, la sinergia con Neuquén es vista como una oportunidad para complementarse y maximizar la eficiencia en la producción y exportación.

Sin embargo, la competencia también está latente: Río Negro quiere asegurarse que su valor agregado se traducirá, una vez que se finalice la construcción de los citados proyectos, en beneficios tangibles y perdurables, tanto para las empresas locales como para la comunidad.

—¿Qué está haciendo la CES para que las empresas de Río Negro puedan tener un papel protagónico en el desarrollo de Vaca Muerta?

—Lo que estamos haciendo en la cámara es justamente relevar todas las empresas que están en Río Negro y aportar esa información a los operadores, de forma tal que puedan contar con esa capacidad operativa, en pos de un desarrollo que creemos que va a necesitar de todas las manos para llevar adelante el trabajo previsto.

—¿Qué tipo de valor agregado pueden ofrecer las firmas de servicios de Río Negro a las operadoras en Vaca Muerta?

—Principalmente conocimiento del terreno, que se traduce muchas veces en eficiencia. Necesitamos tener un costo acorde para que el producto que la Argentina exporte pueda sostenerse más allá de los vaivenes de los precios internacionales. El hecho de trabajar con manufactura, industria y mano de obra local hace que todo el costeo pueda efectuarse de la mejor manera posible. 

—¿Cómo describiría la relación entre las provincias de Río Negro y Neuquén en este contexto?

—Veo una sinergia perfectamente aceitada entre ambas provincias. En principio esto se observa en el plano político, pero también se da a nivel de cámaras y organizaciones empresariales. Río Negro y Neuquén son provincias hermanas en donde las fronteras nunca existieron. 

—¿Qué oportunidades ven las empresas rionegrinas en los grandes proyectos de infraestructura asociados a Vaca Muerta?

—Básicamente son proyectos que tendrán una contrapartida en términos de mantenimiento y operación. Creemos que las compañías de la zona cuentan con la posibilidad de aportar algo, no todo, porque son proyectos que, por su envergadura, van a necesitar de la suma de las capacidades operativas de varias empresas que hay en el país.

—¿Actualmente qué están haciendo para que las operadoras tomen en cuenta a las proveedoras de servicios rionegrinas?

—Justamente estamos manteniendo reuniones con las operadoras para dejar claro cuál es nuestra capacidad operativa en la zona. Nosotros no vamos a tener la capacidad para poder afrontar toda la demanda que tienen proyectos de esta magnitud, ni siquiera en el caso de los emprendimientos más chicos. Entonces es natural pensar en el aporte de empresas que vengan de otros lugares del país o incluso desde el exterior. Ahora, lo que queremos hacer como conglomerado empresario de la zona es capturar la mayor cantidad de valor agregado, que eso también se traduce en el desarrollo local. Hay que darle a la gente de acá la posibilidad de establecerse, de vivir bien. De alguna forma estamos federalizando a la Argentina, haciendo que parte del valor agregado de todo este recurso natural que existe acá quede justamente en la zona.

—¿Y cómo planean las empresas locales agregar valor y resolver los problemas de las operadoras?

—Para capturar el valor agregado lo que se hace es tener empresas que estén a la altura de las circunstancias, que puedan agregar valor ya sea en cuestiones de gerenciamiento de la obra o en cuestiones de índole particular. El tema es ver cuáles son los problemas y resolverlos. A partir de ahí, permitir que ellos avancen en sus objetivos, que en este momento son los de producir y poder exportar. 

—¿Hoy cuál es la principal demanda que tienen las operadoras?

—Continuamente nos plantean que quieren exportar, pero a la vez tener un lifting cost lo más bajo posible, porque cuando varían los precios internacionales ellos buscan continuar exportando. Entonces tenemos que ver cómo hacemos para cumplir con eso. Encauzarnos detrás de los objetivos que tienen ellos como nave nodriza y poder sumarles, con soluciones, en la ecuación.

—¿Qué visión tienen sobre el desarrollo a largo plazo en la zona, pensando en el escenario que se puede crear una vez que los proyectos de infraestructura estén finalizados?

—Se va a generar un volumen de trabajo inicial hasta que se construya toda la infraestructura, y después ese trabajo va a caer. En la medida en que hayamos capturado el valor necesario y transformado ese valor en otras industrias en la zona, no nos quedaremos con el rezago de una población pobre, que sirvió para poner en marcha la infraestructura, pero que después no tiene trabajo en alguna otra industria que hayamos desarrollado en este tiempo. Nosotros tenemos una visión del desarrollo de la zona no extractivo. Es decir, queremos generar valor acá, y que parte de ese valor se transforme en otra cosa para permitirnos vivir bien.

—¿Qué sectores locales creen que pueden beneficiarse y cómo piensan enfrentar la escasez de personal capacitado?

—Estamos hablando de recursos que no son renovables. Entonces, ¿en qué tipo de valor se puede convertir? Para eso será fundamental que al empresariado local se le genere un incentivo que le permita reinvertir todo en otras cosas que hay en la zona; en industria de minería que también se está desarrollando, en fruticultura, en ganadería. Hoy necesitamos personal que esté a la altura de los desafíos que se vienen. Así se generaría un entramado de valor que hará posible retener la mayor cantidad de posiciones de trabajo posible y que la economía no se caiga una vez terminado el proyecto.

—¿Cómo recibió la CES la noticia sobre los proyectos de infraestructura en Vaca Muerta, específicamente la construcción de la planta de GNL en Punta Colorada?

—La noticia fue realmente espectacular y a nosotros nos llena de optimismo, porque Río Negro es una provincia continente y esto puede llegar a ser algo que permita un desarrollo más importante. Estamos hablando de obras que van desde la Cuenca Neuquina, atraviesan el Alto Valle y terminan en el Golfo San Matías. Para las ciudades y los pueblos involucrados no deja de ser algo espectacular. Pero si en lugar de Río Negro estas obras se anunciaban en Bahía Blanca, nos hubiésemos puesto igual de contentos porque queremos lo mejor para la Argentina.

, Mauricio Luna

La Corte Suprema de Justicia falló la semana pasada a favor de la petrolera Shell en una causa que se remonta hasta el año 2005 cuando la empresa desoyó un pedido del entonces presidente Néstor Kirchner para mantener los precios congelados. En respuesta, el mandatario llamó en ese momento a un boicot contra la empresa y luego la Secretaría de Comercio sancionó la resolución 25/2006 que, basada en la ley de abastecimiento 20.680, fue utilizada para perseguir a la compañía y a su titular de entonces, Juan José Aranguren. “Hubo 113 actos administrativos, que son investigaciones que hizo la Secretaría de Comercio Interior para verificar supuestos desabastecimientos. Iban a una estación de servicio y, si no encontraban un producto o algún tipo de gasoil, consideraban que era desabastecimiento”, relató.

Casi 20 años después de aquel conflicto, la Corte Suprema resolvió ahora, con las firmas de Juan Carlos Maqueda y Ricardo Lorenzetti, confirmar la sentencia de la Sala 1 de la Cámara Nacional de Apelaciones que había ratificado que la ley de abastecimiento no estaba vigente desde 1991, salvo por el inciso de un artículo que el gobierno intentó hacer valer de manera forzada.

En declaraciones radiales, Aranguren sostuvo este lunes que en esa época el precio del petróleo crudo había aumentado “y había que trasladarlo a los precios”. “La sociedad tiene que acordarse de funcionarios que toman medidas que no son provechosas para el desarrollo de la Argentina”, sostuvo quien fue presidente de la compañía Shell durante 37 años, hasta que en 2015 inició funciones públicas en la gestión de Mauricio Macri.

Juan José Aranguren y Guillermo Moreno.

El fallo de la Cámara

La Sala I de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal había declarado nula la resolución 25/2006 de la Secretaría de Comercio al revocar una sentencia de primera instancia. Debido a ello, el Estado Nacional interpuso un recurso extraordinario que fue concedido por encontrarse en tela de juicio normas de derecho federal y denegado en cuanto a la arbitrariedad y gravedad institucional, lo que motivó que elevara un recurso en queja ante la Corte.

Al revocar la sentencia de primera instancia, la Cámara declaró la nulidad de la resolución 25/2006 mediante la cual la Secretaría de Comercio había establecido la obligación de las empresas refinadoras y/o expendedores de cubrir en forma razonablemente justificada la demanda de gasoil, conforme al cupo mínimo determinado por volúmenes del año anterior, más más el correspondiente incremento del Producto Bruto Interno (PBI)

Para justificar esa decisión, determinó que la facultad de imponer cupos de producción y comercialización, así como también la de fijar parámetros vinculados con volúmenes, estaba precisada en el inciso d del artículo 2° de la ley de Abastecimiento 20.680 y ese inciso no se encontraba vigente al momento de la publicación de la resolución 25/2006.

El DNU 2284/1991, ratificado por el artículo 29 de la ley 24.307, había suspendido a través de su artículo 4 el ejercicio de las facultades otorgadas por la ley 20.680, con la única excepción de las previstas en el inciso c del artículo 2, no el inciso d.

Para sortear la suspensión dispuesta por el DNU 2284/1991, la Secretaría de Comercio Interior aludió en la resolución 25/2006 al DNU 722/1999 que había declarado el estado de emergencia de abastecimiento a nivel general a los efectos de restaurar el ejercicio de las facultades contenidas en la ley de abastecimiento, suspendido por el DNU 2284/1991.

Sin embargo, la Cámara interpretó que el DNU 722/1999 no se adecuaba a las exigencias previstas en el DNU 2284/1991 para restablecer la vigencia de las facultades otorgadas en la ley de abastecimiento respecto de las medidas adoptadas en la resolución 25/2006. El Tribunal argumento que los hechos invocados en los considerandos del DNU 722/1999 para justificar el dictado de esa norma –piquetes y cortes de ruta a la salida de centros abastecedores de alimentos- no eran los mismos que los aludidos por la resolución 25/2006. Incluso agregó que aun cuando se entendiera que el DNU 722/1999 estuvo justificado en la fecha de su dictado en razón de las circunstancias imperantes en ese momento, “es de público conocimiento que ellas cesaron años antes del dictado de la norma impugnada”.

Además, la Cámara afirmó que la ley 26.045 restableció la ley 20.680 en lo referente al abastecimiento de precursores químicos, pero lo hizo solo para ese caso puntual, “por lo cual es indudable, a contrario sensu que para otras hipótesis rige la suspensión allí dispuesta”.

La apelación del Estado Nacional

El Estado Nacional cuestionó la resolución de la Cámara por tres razones:

1) Consideró dogmático encuadrar la resolución 25/2006 en el inciso d del artículo 2° de la ley 20.680 porque del texto de la norma surge que tuvo por objeto establecer un marco normativo para la comercialización, intermediación, distribución y/o producción de gasoil, extremos que coinciden con las atribuciones previstas en el artículo 2, inciso c., el cual sí se encontraba vigente.

2) Adujo que la cámara rechazó que el DNU 722/1999 hubiera removido la suspensión de la ley 20.680 (en particular del artículo 2°, inciso d), pero afirma que el DNU 2284/1991 estableció que la suspensión iba a regir “hasta que el Congreso Nacional por una ley, o en este caso, por un decreto de la misma jerarquía, resolviera levantar la suspensión”. Por lo tanto, debe considerarse que el DNU 722/1999 había restablecido la vigencia de la ley de abastecimiento sin establecer ningún plazo. En consecuencia, mientras otra norma no dejara sin efecto el decreto 722/1999 el restablecimiento de la vigencia de las facultades de la ley 20.680 no podría desconocerse.

3) En relación con la ley 26.045 citada por la Cámara, afirma que no cabe remitirse a una norma especial que contempló una situación específica -abastecimiento de precursores químicos- para extraer arbitrariamente de ella conclusiones generales en orden a enervar los efectos del decreto 722/1999.

El fallo de la Corte

La Corte sostuvo que al momento de dictar la resolución 25/2006, si bien en los considerandos se menciona genéricamente el artículo 2 de la ley 20.680, se invoca el DNU 2284/1991 y el DNU 722/1999 para sustentar la medida. Por lo tanto, “mal puede ahora sostener que para dictar el acto cuestionado hizo ejercicio exclusivo de la atribución reconocida en el inciso c de dicho artículo 2”. “La invocación de las citadas normas (los DNU) solo pudo responder al hecho de que el propio Secretario de Comercio Interior considerara que su decisión se apoyaba en otro de los incisos del mencionado artículo 2° de la ley 20.680, específicamente en el apartado d, cuya vigencia, suspendida por el decreto 2284/1991, reputó restablecida por el decreto 722/1999”.

El Tribunal remarcó además que “la pretensión de excluir al inciso d como fuente de la competencia para dictar el acto encuentra un obstáculo insalvable cuando se coteja la medida dispuesta en la resolución 25/2006 y la potestad otorgada por aquel”. “En efecto, en tanto la resolución 25/2006 impuso la obligación de cubrir razonablemente el total de la demanda, al menos -´como mínimo´ según la cláusula primera del anexo-, por el equivalente a ´los volúmenes oportunamente abastecidos en igual mes del año inmediato anterior, más la correlación positiva existente entre el incremento de demanda de gasoil y el incremento del Producto Bruto Interno´ -cláusula segunda-, ello remite inequívocamente a la facultad prevista en el artículo 2°, inciso d, de la ley 20.680”

En cuanto al DNU 722/1999, la Corte sostiene que su dictado estuvo motivado en los piquetes y cortes de rutas ubicados a la salida de centros abastecedores de alimentos afectando su regular aprovisionamiento, mientras que la situación de desabastecimiento que impulsó el dictado de la resolución 25/2006 resultó ajena a las circunstancias consideradas en el decreto 722/1999, “por lo que no puede razonablemente aceptarse que esta norma operó el restablecimiento de las facultades de la ley 20.680”.

El fallo remarca a su vez que la resolución 25/2006 del Secretario de Comercio Interior encuentra dos obstáculos insalvables:

1) En cuanto a sus requisitos formales, no existió en los términos del artículo 4° del decreto 2284/1991 una ley del Congreso de la Nación que declarara la emergencia de abastecimiento y restableciera en forma expresa las facultades otorgadas al Poder Ejecutivo por ley 20.680, no pudiendo ser suplido por el decreto 722/1999

2) En cuanto a sus requisitos de causa o motivación, pues las circunstancias consideradas en el decreto 722/1999 resultan ajenas a la situación de desabastecimiento de gasoil tenida en cuenta al momento del dictado de la resolución 25/2006.

La Corte agrega luego que “de acuerdo con el DNU 2284/1991, tanto por la literalidad de sus términos como por la finalidad que lo inspiró, no bastaba cualquier declaración de emergencia de abastecimiento por parte del Congreso para que se tuvieran por restablecidas las facultades de la ley 20.680 para su ejercicio por el Poder Ejecutivo, sino que era necesaria la expresa manifestación en ese sentido.

Por último, el máximo tribunal agrega que al sancionar la ley 26.045, que reguló las medidas para la prevención de la drogadicción y la lucha contra el narcotráfico y el control del abastecimiento de los precursores químicos, el legislador dispuso expresamente que la autoridad de aplicación de la ley ejercerá las atribuciones previstas en la ley 20.680, sin que resulte de aplicación la suspensión establecida por el decreto 2284/1991, ratificado por la ley 24.307. “Ello evidencia inequívocamente que las facultades de la ley 20.680 no se encontraban restablecidas de forma permanente por el DNU 722/1999 como pretende el Estado Nacional y que ese restablecimiento requería de una expresa manifestación por parte del Congreso”, resalta el fallo.

Por todo ello, la Corte resolvió confirmar la sentencia apelada.

, Redaccion EconoJournal

La empresa fabricante de aluminios Aluar invertirá US$ 700 millones en la obra de ampliación de su parque eólico en Puerto Madryn, provincia de Chubut. Es la etapa V del Parque Eólico Aluar, que está prevista que finalice en 2026. El parque ocupará una superficie de 200 kilómetros cuadrados, similar a tofo el territorio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).

Tendrá en total una potencia instalada de 582 MW, equivalente al consumo de 600.000 hogares. La obra de ampliación del parque de generación eólica está planteada en dos etapas: primero Aluar desembolsará US$ 400 millones y luego extenderá la inversión en US$ 300 millones más. En 2022, Aluar comenzó la obra de la etapa IV del enorme parque de Chubut y en julio de este año entró en operación.

La ampliación contempla la instalación de una nueva estación transformadora, una línea de alta tensión de 132 kV y 56 nuevos aerogeneradores de 6 MW de potencia, 165 metros de diámetro de palas y 100 metros de altura de buje.

Anuncio

El anuncio de inversión se realizó este lunes en la Casa Rosada. Estuvieron presentes el presidente de Aluar, Javier Madanes Quintanilla, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y el jefe de Gabinete, Guillermo Francos. En el evento, el mandatario provincial adelantó que está trabajando en la extensión de un programa de alivio fiscal para el fortalecimiento del sector industrial.

“Estamos sentando las bases para ser más competitivos y atraer grandes inversiones privadas en sectores estratégicos de la economía”, sostuvo Ignacio Torres tras la reunión. También indicó que “uno de los puntos centrales para lograrlo es la previsibilidad”.

Por último, Torres manifestó que la inversión anunciada por Aluar “demuestra que la Patagonia no necesariamente tiene que estar condenada a ser una zona extractiva”, y agregó: “estamos ante una oportunidad única de salir del estancamiento, agregar valor a nuestros recursos e industrializar la región”.

, Redaccion EconoJournal

Las petroleras aumentaron durante el fin de semana el precio de los combustibles en todo el país: el incremento promedio a nivel nacional se ubicó cerca del 3,5 por ciento. Sin embargo, la suba en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires fue más onerosa. YPF, el líder del mercado con una participación cercana al 55%, aumentó la nafta súper e Infinia (grado 3, de mayor octanaje) un 6,8% en Capital Federal. El resto de las refinadoras —Raizen (Shell), Axion Energy y Puma (Trafigura)— aumentó sus pizarras en la misma dirección.

¿Por qué las petroleras acentuaron la remarcación en la ciudad de Buenos Aires? Para reducir o atenuar la brecha que existe entre los precios de Capital Federal y los del Gran Buenos Aires (GBA), que provocó que en los últimos meses se registrara una migración artificial de la demanda histórica de estaciones ubicadas en el Conurbano hacia el otro lado de la General Paz para aprovechar importes hasta un 5% más baratos.

«Algunas empresas venían observando un incremento del volumen de naftas despachado en estaciones ubicadas en CABA en áreas linderas al Conurbano bonaerense. Por eso, se busca corregir esa situación. A nivel nacional, la suba promedio de los combustibles, incluyendo al gasoil, se ubicó entre un 3 y un 3,5 por ciento», explicó a EconoJournal el directivo de una refinadora.

En el caso del gasoil, el incremento de los precios fue menor. En algunas localidades del interior de la provincia de Buenos Aires incluso YPF planchó o incluso bajó algunos centavos el precio del litro de gasoil.

Precios

En concreto, en las estaciones de servicio porteñas el litro de nafta súper de YPF pasó de 992 a 1.059 pesos, marcando una suba de 6,8%. En cambio, en el GBA el aumento fue en torno al 3,5%. El resto de las marcas, como Shell, que comercializa la compañía Raízen, Axion Energy y Puma, comercializada por Trafigura, corrigieron sus pizarras un 3,5% en las naftas y un 3% en el gasoil. De todos modos, fuentes del sector aclararon que el movimiento de los precios puede varias dependiendo la zona.

Como viene sucediendo este año, las subas de los combustibles son prácticamente mensuales. Los motivos del sector para mover los precios es para no quedar atrás de la inflación y por la devaluación mensual del 2% (crawling peg). También por la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC).

, Roberto Bellato

El presente y el futuro cercano de los principales proyectos de cobre en la Argentina fue el tema central que congregó a representantes de Lundin Mining, McEwen Copper, Filo Corp y Barrick Sudamerica en un panel del VII Encuentro Minero Chileno Argentino celebrado en Santiago de Chile.

Los proyectos Los Azules, Josemaría y Filo del Sol suscitaron el interés de una nutrida audiencia de empresarios y autoridades de Chile y la Argentina reunidas en el evento organizado por la Embajada Argentina en Chile.

Los Azules

La relevancia de San Juan como el principal polo minero a ser desarrollado en la Argentina fue resaltada por el gerente general del proyecto Los Azules y representante de McEwen Copper, Michael Meding. “De los 8 proyectos mineros más importantes que la Argentina tiene en este momento 5 están en San Juan y de los 5 proyectos más importantes de cobre 3 están en San Juan”, remarcó Meding.

Los Azules es uno de los proyectos de cobre sin desarrollar más grandes del país. Está localizado en el departamento Calingasta en San Juan, sobre la cordillera frontal en el Cordón de Los Azules. McEwen Copper lleva invertidos US$ 300 millones en un proyecto con 17 millones de toneladas de recursos ubicados. “Es una inversión que hemos hecho confiando en el futuro de la Argentina”, subrayó.

La compañía presentó la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto Los Azules el año pasado. Según Meding el objetivo es comenzar a producir en 2029. “Esperamos obtener nuestro permiso ambiental para la construcción y operación durante el cuarto trimestre de este año. En principio, tener actividad para el final del primer trimestre o inicio del segundo del 2025, con la construcción de la línea eléctrica y el camino a partir del 2026 y construcción masiva desde el 2028”, puntualizó el gerente del proyecto sobre los pasos a seguir.

Josemaría y Filo del Sol

En cuanto a Josemaría y Filo del Sol, dos mega proyectos de cobre que suscitaron una mayor atención en el último tiempo debido al desembarco de BHP en estos, representantes vinculados a estas inversiones focalizaron en las sinergias existentes debido a la distancia cercana entre ambos.

El vicepresidente de Asuntos Corporativos del Proyecto Josemaría y representante de Lundin Mining, Alfredo Vitaller, remarcó que los entes reguladores antimonopolio aún deben aprobar el acuerdo con BHP. “Es importante aclarar que todavía el acuerdo no está homologado. Si bien las dos compañías hemos empezado lentamente a trabajar, oficialmente todavía el acuerdo no está cerrado”, subrayó Vitaller.

“Nosotros estamos seguros de que el proyecto va a ir adelante, pero al principio va a demorar unos meses. Por eso es importante que las autoridades, que la comunidad, que los proveedores entiendan que esto es una cuestión que está empezando a moverse, pero es una rueda grande que puede ser difícil de mover al principio, pero una vez que arranca, funciona fuerte”, añadió.

En el proyecto Josemaría de cobre y oro se llevan invertidos US$ 1000 millones. Mientras esperan por la homologación del acuerdo, la compañía canadiense esta trabajando en la ingeniería del proyecto pensando en las sinergias a lograr con el proyecto Filo del Sol. “La idea general es que en algún momento una planta procesadora en Josemaría pueda procesar los dos proyectos, pero como ustedes se imaginan, eso requiere mucha ingeniería y trabajo”, dijo Vitaller. Las compañías estiman que cuando los dos proyectos esten en producción sería una de las 10 minas de producción de cobre más grandes del mundo.

A su turno, el Gerente General del Proyecto Filo del Sol y representante de Filo Corp, Diego Charchaflie, pidió paciencia a las autoridades para afinar el proyecto. “Los próximos pasos tienen que ver con ajustar el proyecto y ajustar la situación de conocimiento y de desarrollo con una realidad cambiante”, dijo Charchaflie.

“Cuando uno piensa en el potencial, estamos explorando un área con un volumen de cerca de seis kilómetros cúbicos. Que muy probablemente sea de lugar a una explotación de por lo menos cincuenta años o más. Lo que conversamos siempre con las autoridades es que necesitamos algo de paciencia para ordenar de forma razonable una inversión que va durar varias decenas de años”, añadió.

Veladero

Por otro lado, el vicepresidente de Relaciones Gubernamentales de Barrick Sudamérica, Marcelo Álvarez, destacó que la mina de oro y plata Veladero esta por cumplir 20 años de operación, con muchos años donde supera las 500.000 onzas de oro de producción. “Es una mina de clase mundial y que en ese tiempo ha generado unos 12.000 millones de dólares que han quedado en la economía argentina en forma de proveedores, servicios, salarios, etc.”, explicó Álvarez.

Barrick viene ejecutando obras para extender la vida útil de la mina por hasta diez años más. “Nosotros también queremos ser protagonistas de este futuro. Veladero se extendió por 10 años. Eso nos da mucho más tiempo para seguir explorando. Pensamos que hay muy buenas oportunidades”, señaló.

Comunidades y obras de infraestructura

El trabajo con las comunidades locales y las obras de infraestructura necesarias para el desarrollo de las minas fueron otros de los ejes abordados durante el panel. El representante de McEwen Copper puntualizó en la importancia de la transparencia en la comunicación del proyecto Los Azules. “Escucharon nuestra presentación más de 2400 personas hasta el momento, que es aproximadamente el 23% de toda la comunidad de Calingasta, donde está ubicada nuestro proyecto”, señaló Minding.

“Como empresa hay que ser transparente, hay que involucrar a la comunidad, hay que mostrar el compromiso y hay que tomar los riesgos asociados, digamos, que significa el desarrollo comunitario y el desarrollo de proveedores locales. Como ejemplo, de la empresa el 35% de nuestros agentes son de Calingasta, más del 50% son sanjuaninos y el resto son argentinos, con la excepción que tenemos tres expatriados”, subrayó.

En la misma sintonía, Vitaller destacó el trabajo de involucramiento con la comunidad que vienen desarrollando desde la etapa de exploración en el proyecto Josemaría. También focalizó en las dos obras de infraestructura en las que están trabajando para desarrollar el proyecto y que demandarán una inversión cercana a los US$ 600 millones. “El proyecto está bien al norte de la provincia de San Juan, pero nosotros hoy en día accedemos al proyecto a través de la provincia de La Rioja. Uno de los desafíos que tenemos pronto y que ya está por arrancar es la construcción de un camino entero, 250 kilómetros dentro de la provincia de San Juan, y el segundo proyecto que tenemos es una línea de alta tensión de 250 kilómetros”, explicó.

, Nicolás Deza

En los últimos años Salta registró una diversificación de sus proyectos mineros. La provincia posee la mina de oro Lindero, que tiene una producción de 110.000 onzas de oro anuales. A su vez, se encuentra desarrollando tres importantes proyectos de litio y también cuenta con iniciativas de cobre, dos minerales críticos que ocuparán un rol fundamental de cara a la transición energética. Uno de esos proyectos es Taca Taca, que está a cargo de la canadiense First Quantum Minerals. Se trata de una mina de cobre, ubicada a 35 kilómetros hacia el oste de la localidad de Tolar Grande, que cuenta con una inversión estimada de US$ 3600 millones. Se proyecta que produzca 275.000 toneladas de cobre en los primeros 10 años de operaciones, con exportaciones que podrían superar los US$ 2000 millones anuales.

Jonh Dean, gerente general del proyecto, participó de la nueva edición de Argentina Mining y brindó detalles sobre la iniciativa. “Taca Taca está destinado a ser una piedra angular del desarrollo de cobre a largo plazo. El cobre ayuda a mejorar la vida de las personas, que haya asequibilidad”.

El ejecutivo se refirió a la reglamentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones y aseguró: “El RIGI es fundamental para desbloquear el potencial de Argentina. Antes no había un marco que de confiabilidad. Y el Régimen permite la inversión y seguir adelante con el proyecto”.

Cuidado el medio ambiente y la comunidad

Dean también se refirió al trabajo impulsado por la minera para disminuir el impacto ambiental y detalló que el objetivo es abastecer el proyecto con energía renovable. “Nuestro compromiso con Salta va más allá de construir una mina. La licencia social es el activo más valioso que podemos tener”, remarcó.

El ejecutivo también detalló que con la compañía se encuentran involucrados con las comunidades cercanas a Taca Taca y que la meta es seguir reforzando las relaciones. En esa línea, indicó: “Estamos trabajando con instituciones educativas para que los colaboradores de Taca taca sean salteños. También para trabajar con proveedores locales. Además, estamos trabajando con el gobierno en lo que es el trazado ferroviario para poder llegar a Chile”.

Nuevas oportunidades

El gerente general del proyecto marcó que además de Taca Taca se encuentran explorando oportunidades adicionales para aprovechar el potencial de la provincia. Uno de esos proyectos es Vendaval, un depósito de cobre y oro ubicado en el oeste de Salta. Si bien el sistema fue identificado por exploradores desde los años 1990, el descubrimiento de mineralización económica no fue hecho hasta el año 2019.

En dialogo con EconoJournal, David Arribasplata, geólogo de proyectos de First Quantum Minerals, indicó que “Vendaval es el primer proyecto que perforamos en la Argentina y logramos que sea un descubrimiento. Da mucho valor agregado. Los que trabajamos en geología sabemos que lograr esto no es fácil y nos hace dar cuenta de que estamos en un buen lugar y que este un país que tiene muchas bondades”.

Arribasplata explicó que este proyecto es muy significativo dado que depósitos como este fueron descritos hace años en Chile, pero que no se había estudiado algo similar tan al norte.

 “Encontrar estos depósitos nos permite darnos cuenta que hay una franja sobre la cual debemos seguir buscando. Ese es el impacto más importante del proyecto. Da pie a seguir trabajando, a seguir buscando. Tenemos voracidad de ir a ver zonas, revisarlas. Estamos enfocados en seguir encontrando más depósitos en la Argentina. Seguimos explorando a lo largo de toda la provincia”, destacó el geólogo. 

También, comunicó que Vendaval es un depósito más chico en comparación con Taca Taca, pero que permite pensar en la posibilidad de que en esa zona tenga otros depósitos similares lo que funciona como motivación para seguir realizando trabajos de exploración.

Licencia social

Arribasplata comunicó que se encuentran realizando un trabajo en conjunto con las autoridades para obtener la licencia social. “Siempre nos hemos comunicado con la gente de la comunidad. Los invitamos a que vengan al proyecto. Nos han hecho inspecciones. Queremos agregar valor a la provincia y que la gente no le tenga miedo a la actividad minera, porque el mundo actual no sería posible sin la minería”.

En esa línea, el geólogo de proyectos de First Quantum Minerals remarcó que las energías verdes demandan mucha más cantidad de cobre del que se encuentra disponible en la actualidad y que todo el cobre que se ha producido hasta el momento no es suficiente para suplir la demanda que va a existir a futuro. “Hasta la década de los ‘90 fueron un furor los descubrimientos, pero luego, con el tiempo, mermó. La idea es seguir buscando, encontrando. La transición energética necesita cobre, litio, cobalto, es una cadena. Lo importante es entender que hay una riqueza en la provincia que se puede aprovechar”, concluyó Arribasplata.

, Loana Tejero

El Foro Hidrógeno Verde: Condiciones para su Desarrollo, organizado por el gobierno de Santa Cruz y la Plataforma H2 Argentina y cofinanciado por la Unión Europea, se desarrolló este viernes en El Calafate. El encuentro reunió cerca de 300 asistentes entre autoridades provinciales y nacionales, representantes de delegaciones extranjeras en el país, empresas, academias y organizaciones de la sociedad civil.  La apertura estuvo a cargo del responsable de cartera energética y minera santacruceña, Jaime Álvarez; Ilse Cougé, jefa de sección de Cooperación de la Unión Europea en Argentina; Juan Carlos Villalonga, de la Plataforma H2 Argentina; y el gobernador de la Provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal.

Cougé, aseguró que el hidrogeno verde es de suma importancia, tanto en lo geopolítico, como en la seguridad energética, lo comercial, climático y ambiental. Remarcó que los países de la Unión ya cuentan con una estrategia a 2030, para aumentar la producción local pero también las importaciones de socios confiables como la Argentina: “La descarbonización del sector industrial es inevitable y la Argentina tiene todos los atributos para ser un gran proveedor de hidrógeno verde al mundo”, aseguró.

El mandatario provincial subrayó la riqueza natural, el potencial de la provincia y realizó un llamado a los empresarios presentes: «Estamos dispuestos a cambiar, estamos preparados para producir, para recuperar nuestra cultura de trabajo. Estamos convencidos de que fortalecer nuestra economía se basa en la producción. Les pedimos que confíen en nosotros, queremos salir adelante a través del esfuerzo y del trabajo».

El rol del hidrógeno verde

El ministro Álvarez destacó la experiencia de trabajo local en energías gaseosas y líquidas, como el hidrógeno y sostuvo que «la suma de estas factibilidades hacede Santa Cruz uno de los mejores lugares en el mundo para atraer inversiones en la producción de hidrógeno verde yen la creación de energía eléctrica que puede ser transportada a otros continentes”.

Por último, JuanCarlos Villalonga, asesor del Círculo de Políticas Ambientales y representante de la Plataforma H2 Argentina, aseveró que “la conversación en torno al hidrógeno tuvo algunas etapas y desafíos. Hay una primera etapa en 2019, en la que vimos que las inversiones en materia de hidrógeno verde tenían un interés particular en la Argentina y que a nivel global la hipótesis se convertía en planes concretos. Luego, en una segunda instancia, se avanza con una conversación más estructurada y profunda, que tuvo su punto culmine con la estrategia nacional. Este Foro se enmarca en una tercera etapa”.

Asimismo, advirtió: “Tenemos que construir política pública en materia de hidrógeno, avanzar con la regulación”.

, Redaccion EconoJournal

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

La Cámara está integrada por CAMJUSEMI de Jujuy; CAPEMISA de Salta; CAPPROMIN de Catamarca; CAPRIMSA de San Juan; y CAPROMISA de Santa Cruz. Desde la nueva Cámara precisaron que “el objetivo de la institución es consolidar la alianza de las instituciones referenciales de las empresas proveedoras de bienes y servicios de las provincias mineras del interior del país. La Cámara tendrá como meta representar, gestionar y preservar los intereses de las prestadoras de servicios locales en cada provincia”.

“CaFeProMi nace con el objetivo de unir esfuerzos entre las instituciones de proveedores locales, cerrar filas en defensa del compre local y potenciar el desarrollo de las regiones mineras del país”, remarcaron desde las cámaras fundadoras.

A su vez, destacaron que “las comunidades deben aprobar y acompañar el desarrollo de la industria minera y es por esto que el compre y contrate local es fundamental”.

Pasos a seguir

La Cámara de Proveedores Mineros de Catamarca estará a cargo de la nueva institución. Su representante, Manuel Gómez Bello, fue elegido para ocupar la presidencia. Aun así, el cargo se irá rotando entre los referentes de las distintas cámaras de las provincias.

Gómez Bello aseguró: “Esta mesa nace para acompañar el desarrollo minero de nuestro país, y está integrada por actores fundamentales que todos los días trabajan codo a codo con empresas y gobiernos en la obtención de la licencia social”.

Por su parte, Federico Russo, presidente de CAPEMISA, remarcó que “hay una capacidad instalada en cada una de nuestras provincias que nos sitúa de igual a igual con cualquier empresa nacional o internacional para brindar servicios a las mineras”.

Si bien la Cámara ahora cuenta con la presencia de Jujuy, Salta, Catamarca, San Juan y Santa Cruz, el objetivo es incluir a otras provincias que buscan desarrollar sus diferentes proyectos vinculados al sector, según precisaron. 

, Loana Tejero

SALTA (enviada especial)-. Romina Sassarini, secretaria de Minería y Energía de Salta y presidenta del Consejo Federal Minero (Cofemin), participó de Argentina Mining 2024. En diálogo con EconoJournal destacó el papel del Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) como catalizador para la puesta en marcha de los distintos proyectos mineros que tiene en cartera Salta. “El RIGI va a generar el impulso que necesitamos en la provincia, sobre todo en los proyectos de cobre, oro y plata que se encuentran en etapa de exploración avanzada pero que ya están queriendo pasar a fase de construcción y producción”, aseguró la funcionaria.

En cuanto al litio, Sassarini consideró que “si bien hay una caída del precio internacional (NdR: como efectivamente sucedió, dado que el precio del carbonato cayó desde los 40.000 dólares hasta los 14.000 en la actualidad) y un freno en la actividad, el RIGI va a permitir que el mineral sea más competitivo y con él se van a reactivar los proyectos y van a aparecer otros nuevos”.

Proveedores locales

Respecto al Régimen y la participación de proveedores locales en los grandes proyectos, la funcionaria indicó que “la interpretación normativa no tiene que ser restrictiva. Si nosotros logramos cumplir con la normativa provincial de Salta, la Ley N° 8164 que les exige a las empresas mineras contratar desde el 40% al 70% bienes, servicios e insumos locales, eso supera ampliamente el porcentaje del 20% de contratación local establecido por el RIGI”.

La secretaria planteó que la interpretación del RIGI debe ser armónica entre la normativa provincial y nacional. “La norma provincial hace a la licencia social de la empresa, el trabajar con la comunidad salteña y eso a su vez va a generar el impulso de los proveedores locales”, puntualizó.

Desafíos

Tras ser consultada sobre los desafíos que deberá afrontar la provincia en los próximos años para aprovechar el potencial que posee Salta, la responsable de minería de la provincia, advirtió que la capacitación y el fortalecimiento del empleo local siguen siendo cuestiones fundamentales.

“Preocupa el recurso humano que se pueda llegar a utilizar y la cantidad que se va a necesitar para abastecer las necesidades de un proyecto como Taca Taca que, a la par, va a convivir con el resto de los proyectos de litio, oro, cobre y plata que ya tenemos en la provincia. Capacitación y formación son un punto fundamental”, remarcó Sassarini.

La secretaria también marcó que la licencia social sigue siendo uno de los desafíos y sostuvo: “Es un concepto dinámico que se construye día a día. Uno la va construyendo y la mantiene a través del tiempo. Pero en cualquier momento ante cualquier falla o eventualidad la puede perder. Eso es un elemento super importante”. Y destacó que el entramado productivo también es una cuestión fundamental.

Sassarini planteó que “se debe tener un recurso y empresas especializadas, y que si bien se quiere que las empresas que participen en el sector sean salteñas y que ese derrame quede en la provincia”. En esa línea, destacó que “hay veces que entendemos que hay insumos, bienes y algunas obras específicas para los que todavía no tenemos empresas salteñas capacitadas. Entonces que otras empresas se radiquen en la provincia y otorguen ese conocimiento, apoyen a nuestros proveedores y se desarrollen en Salta nos sirve muchísimo”.

Articulación

La secretaria se refirió al potencial de la provincia y expresó: “Veo con optimismo la realidad en Salta. La minería es una actividad a largo plazo y estamos consolidándonos para que en estos años despegue y Salta deje de ser una provincia con minería para convertirse en una provincia minera. En ese camino vamos a seguir trabajando, escuchando al sector privado porque creemos que esa construcción tiene que hacerse de manera conjunta y transversal a través de todos estos sectores”.

Convención

La funcionaria aseguró: “Argentina Mining superó mis expectativas por la cantidad de stands que hay, más de 250, por el espacio que debieron necesitar para montar la feria, por la cantidad de speakers que hay de empresas, gobiernos, autoridades, embajadores. Distintos proveedores ofreciendo sus servicios”.

A su vez, destacó que “la voluntad de que la convención sea de entrada libre y gratuita permite acercar la minería al ciudadano común. Hace algunos años que venimos trabajando fuertemente y consolidándonos como una provincia minera de la primera categoría. La gente se interesa, quiere entrar en el circuito de los proveedores, siente la necesidad de conocer, de estudiar, de entender”.

Por último, Sassarini remarcó la importancia de contar con un stand de la Secretaría abierto a la comunidad para recibir dudas y preguntas de potenciales inversores, de profesionales que ya trabajan en Salta y también de aquellos que quieren ser proveedores e insertarse en la cadena de valor. 

, Loana Tejero

SANTIAGO DE CHILE (enviado especial).– El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue uno de los temas destacados a lo largo de las exposiciones en el VII Encuentro Minero Chileno Argentino celebrado en Santiago de Chile. Frente a empresarios y funcionarios de Chile y la Argentina, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero ponderó este jueves en un evento organizando en esta ciudad la importancia del régimen de beneficios para proyectos mineros y de otras industrias incluido en la Ley de Bases y recientemente reglamentado por el gobierno. Sin embargo, advirtió que las provincias enviarían un mensaje negativo si terminan aprobando un aumento de las regalías mineras, tal como se está evaluando en algunos distritos.

Durante su exposición en el VII Encuentro Minero Chileno-Argentino, organizado por embajada argentina en Santiago, Lucero remarcó que el RIGI es una iniciativa tendiente a simplificar las regulaciones económicas. “La Argentina se encuentra transitando un cambio de época en materia económica y jurídica, nuestro país se ha abierto nuevamente al capital y luego de meses de debate el Congreso sancionó la Ley de Bases y con ella el Regimen de Incentivo a las Grandes Inversiones”, dijo.

Uno de los ejes centrales del régimen es la estabilidad fiscal por 30 años para las inversiones mineras que logren calificar. En diálogo con EconoJournal, el secretario de Minería reforzó este concepto al ser consultado por la modificación de las regalías mineras aprobada por el Congreso. “Cuanto mas estables sean los regímenes tributarios mejor es, y una modificación del 3 al 5%, cuando la corriente es hacer un esfuerzo para reducir la contribución fiscal de los proyectos, desde mi punto de vista personal es negativo”, marcó.

El Senado aprobó en junio modificaciones a la normativa de las regalías mineras, que formaban parte del paquete fiscal sancionado por el Congreso. Las regalías quedaron en 3% para los proyectos vigentes, pero las provincias podrán elevar hasta no más de 5% la alícuota a los desarrollos mineros nuevos.

“Confío en que lo que es una posibilidad o una potestad de las provincias no se traduzca en un efectivo aumento de las regalías, porque el fisco nacional esta haciendo un esfuerzo importante a futuro para promover las inversiones. Un mensaje contradictorio no es bueno para la industria”, analizó Lucero.

El secretario de Minería, Luis Lucero, exponiendo en el VII Encuentro Minero Chileno Argentino.

Exploración

El VII Encuentro Minero Chileno Argentino también congregó a autoridades de ambos países para una reunión de trabajo de la comisión administradora del Tratado sobre Integración y Complementación Minera. El secretario de Minería dijo que el tratado con Chile generó un impulso clave para la exploración de proyectos de cobre del lado argentino de la Cordillera de los Andes.

El acuerdo bilateral, que cumplirá 27 años de vigencia en diciembre, permite abrir las zonas limítrofes para la exploración y explotación de la minería, mediante la adopción de medidas y protocolos para facilitar la exploración y desarrollo de determinados proyectos mineros. Por ejemplo, se facilita la exportación de la producción minera a través de puertos chilenos o el suministro de maquinaria para los proyectos desde Chile. También sirve para evitar la doble imposición tributaria.

Proyectos como El Pachón, Filo del Sol y Josemaría cuentan con protocolos específicos firmados y/o vigentes. “El tratado ha sido muy valioso para permitir trabajos de exploración de los importantísimos proyectos de cobre descubiertos en territorio argentino y seguramente contribuirá a su desarrollo y operación en un futuro cercano”, evaluó Lucero.

La comisión administradora del tratado no se reunía desde 2019. El objetivo de la convocatoria es evaluar las propuestas elevadas por cada parte en materia de exploración. Si bien la exploración es buscada e incentivada, para el secretario de Minería el mundo no se encuentra en un ciclo de inversión de riesgo en minería, pese a la transión energética. «Hoy no estamos en uno de esos ciclos, pero la industria es consciente que no esta invirtiendo en exploración y si no lo hace no habrá un flujo de proyectos que vengan a reemplazar los que se están acabando», explicó.

, Nicolás Deza

La Tasa Forestal serviría para financiar lotes con servicios.

El aumento de una tasa municipal creada recientemente en la ciudad de Neuquén generó malestar en empresas petroleras y de servicios debido a las fuertes sumas que deberán pagar. Se trata de la Contribución Forestal y Habitacional, un impuesto que fue aprobado en noviembre del año pasado y que ahora sufrirá una nueva actualización que les impactará de lleno. Fuentes de la industria confirmaron que algunas firmas analizan hacer una presentación judicial, mientras que otras plantearon incluso mudar sus sedes hacia otras localidades aledañas como Centenario.

La tasa comenzó a regir con el período fiscal 2023. Hasta ahora, a las empresas se les cobraban montos que iniciaban en los 2 millones de pesos anuales y que escalaban hasta los 15 millones, en el caso de las más grandes. La nueva actualización-que fue elevada al Concejo Deliberante para su aprobación- inicia en los 4,8 millones y asciende hasta los 91,8 millones de pesos por año.

“Hay mucho enojo en las operadoras y también en las empresas de servicios porque los valores son exorbitantes”, admitió un funcionario de Neuquén a EconoJournal. “Algunas consideran que es mucho más económico trasladar sus sedes a Centenario que pagar las tasas que se aplican en Neuquén capital”, afirmó.

Otra fuente de la industria, comentó que “hay mucha sorpresa en general. Lo que pasó es que recibieron de golpe estos valores y no se entiende si es una cuestión inflacionaria o cuál es el motivo. En algunas empresas la incidencia no es muy grande, pero en otras sí”.

Si bien unas semanas atrás desde la  Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) se planteó la posibilidad de negociar con la Municipalidad reducir el impacto de la Tasa Forestal, desde el gobierno de la ciudad de Neuquén indicaron que la actualización elevada al Concejo Deliberante “es definitiva y se tratará el 5 de septiembre”.

Tasa Forestal

La Contribución Plan Forestal y Habitacional fue creada mediante la Ordenanza Municipal 14.644. Es una tasa que se calcula sobre la Declaración Jurada de ingresos de cada empresa, desde la que se obtiene el  monto a abonar de la Licencia Comercial. Sobre ese valor, se aplica un porcentaje –variable según la facturación de cada una- con el que se obtiene la Tasa Forestal.

El objetivo de este impuesto –según explicaron desde el gobierno municipal- es financiar un plan de forestación en el nuevo ejido de la ciudad. Se trata de unas 8.000 hectáreas que van desde el norte de Neuquén hacia el Lago Mari Menuco y que fueron incorporadas en 2022 mediante la Ley provincial 3.332.

Además, el impuesto tendría como fin asegurar los fondos para los lotes con servicios que la Municipalidad de Neuquén está desarrollando en diferentes puntos de la ciudad. Se trata de terrenos que son entregados a asociaciones civiles y colegiadas para su adjudicación a distintos beneficiarios, que luego deben abonarlos mediante un plan de pagos.

Hasta el año pasado, el municipio capitalino recibía aportes de Nación para llevar adelante parte de estas obras, sin embargo, la decisión del gobierno de Javier Milei de cortar los fondos para obra pública lo obligó a buscar otras fuentes de recursos.

Los nuevos valores

La Contribución Plan Forestal y Habitacional se aplica actualmente a unas 211 empresas que tienen sede en Neuquén capital y cuyos ingresos anuales van desde los 800 millones de pesos hasta los 1.500 millones de pesos. Sobre esta facturación se calcula el 1% -en concepto de licencia comercial- y sobre ese monto, se aplica entre un 25% a un 100% como tasa forestal.

Por ejemplo: una empresa cuya facturación anual fue de 800 millones de pesos, abonó este año una licencia comercial de 8 millones y un 25% de Tasa Forestal, es decir, 2 millones de pesos. Sin embargo, las que alcanzan los 1.500 millones de pesos de facturación anual, abonaron 15 millones en concepto de Licencia y otros 15 millones como Tasa Forestal (el 100% del valor del permiso comercial).

Los nuevos valores que el municipio elevó al Concejo Deliberante se tratarán el 5 de septiembre.

La semana pasada, el intendente Mariano Gaido envió al Concejo Deliberante un proyecto para modificar los márgenes de ingresos de las compañías alcanzadas y también los porcentajes para la polémica tasa. La decisión fue justificada por los aumentos ocasionados por la devaluación y en que los ingresos que se tomaban actualmente se basaban en las Declaraciones Juradas de 2022, algo que –sostienen- quedaba lejos de la verdadera facturación de las empresas.

“Ahora con las declaraciones juradas de ingresos de 2023 todo el mundo empezó a quejarse de que aumentó mucho”, reconoció una fuente del municipio capitalino que pidió reserva y que aclaró que “la tasa debe ser abonada por todas las empresas grandes, no solo las petroleras”.

La nueva escala –que deberá aprobar el Concejo Deliberante de Neuquén- establece que las empresas que hayan facturado desde 1.600 millones de pesos al año deberán pagar como Tasa Forestal 4,8 millones. Mientras que aquellas que superen los 10.800 millones de pesos, abonarán 91,8 millones como Tasa Forestal, más unos 108 millones de licencia comercial.

El próximo jueves 5 de septiembre el Concejo Deliberante neuquino someterá a votación estos nuevos valores.

, Redacción EconoJournal

MSU Green Energy, la unidad de negocios de energías renovables del Grupo MSU, obtuvo la aprobación comercial de su parque solar Pampa del Infierno, ubicado en la provincia de Chaco. La capacidad instalada es de 130 MW, abastecerá a más de 90 mil hogares y evitará la emisión de 147.600 toneladas de dióxido de carbono al año.

“Contar con más energía limpia nos permite seguir avanzando de manera ágil hacia una transición energética eficiente. Desde MSU tenemos en construcción y operación más de 600 MW en energía solar y apuntamos a llegar a 1 GW en los próximos tres años”, aseguró Manuel Santos Uribelarrea, fundador y CEO de MSU, sobre el futuro de la empresa.

Pampa del Infierno es el parque solar más extenso del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), fue construido en nueve meses y durante ese tiempo generó empleo directo local a más de 400 personas.

Acuerdos de suministro

MSU Green Energy había anunciado en diciembre que este parque proveerá de energía solar a Air Liquide -compañía dedicada a la producción y suministro de gases industriales- por un plazo de 10 años. A su vez, en septiembre había firmado un acuerdo con Dow para aumentar el suministro de energía renovable del complejo productivo de Bahía Blanca. Esa energía provendrá del parque solar Las Lomas, situado en La Rioja, que cuenta con una capacidad instalada de 37 megawatts (MW), y del parque solar Pampa del Infierno

MSU Green Energy lidera el sector de energía solar con inversiones de más de 650 millones de dólares para generar 665MW en energía verde en 11 parques solares. «Los nuevos proyectos en diferentes partes del país buscan fortalecer la infraestructura energética y contribuir a la transición hacia fuentes de energía más sostenibles», aseguró la compañía en un comunicado.

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial destacó que durante junio de 2024 las ventas locales crecieron un 1% intermensual; pero la variación interanual fue negativa en un 31%; y el acumulado del año cayó un 29%. Estos datos se dieron por la afectación de todos los subsectores a excepción de los productos básicos orgánicos y los productos finales termoplásticos, alineado con la caída de la producción para dichos subsectores. Argumentadas por menores volúmenes y precios de ventas, así como una menor demanda de mercado.

Los datos de la muestra de la CIQyP® revelaron que la producción del sector cayó un 8% respecto a mayo, afectada por los productos básicos orgánicos y los productos finales termoplásticos. Las empresas manifiestan paradas de plantas programadas y no programadas y menor producción por menor demanda. En algunos casos fue priorizada la producción de algunos productos sobre otros. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observa una caída del 1%, afectado a todos los subsectores a excepción de los productos básicos orgánicos. El acumulado primer semestre del año refleja valores negativos, cayendo un 5%, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos.

Exportaciones

A su vez, las exportaciones revelaron una leve caída intermensual, con respecto a mayo 2024. Mientras que, la variación interanual se incrementó fuertemente, favorecidas por ventas spots de los productos intermedios y finales termoplásticos. Esto puede ser consecuencia de durante el año anterior se priorizó el mercado local, sumado a una menor demanda del mercado externo. Dado esto, la mismas llevan un crecimiento acumulado de dos dígitos.

La reseña llevada adelante por la CIQyP® destacó que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), presentó caídas en todas las variables analizadas, tanto en producción, como en ventas locales y en exportaciones.

Durante junio de 2024, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 34% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 25% en las importaciones y del 2% en las exportaciones.

Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta mostró que durante junio de 2024 tuvo un uso promedio del 65% para los productos básicos e intermedios y del 98% para los productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante junio 2024, alcanzaron los 328 millones de dólares, acumulando un total de US$ 1.740 millones en el primer semestre del año.

“Los datos de las variables de junio muestran la misma tendencia de la industria en general, con caídas en producción y en ventas al exterior. El sector Pyme presenta caídas más importantes en promedio. Sigue siendo muy desafiante el futuro mediato y el sector al igual que la industria en general estamos a la espera de tocar un piso y poder desde ese lugar empezar a recuperar producción y ventas. Este sector es Industria de Industrias y es crítico para el desarrollo sustentable de la economía”, remarcó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

CÓRDOBA (enviado especial)-. El presidente de la Cámara de Diputados y pieza clave del gobierno de Javier Milei en el armado legislativo, Martín Menem, apoyó el proyecto de ley de biocombustibles que este jueves presentaron formalmente en la cámara baja algunos diputados de provincias productoras de biodiesel y bioetanol. La iniciativa prevé una suba del corte obligatorio del etanol y biodiesel con las naftas y el gasoil y fue parte de un acuerdo bilateral entre Menem y un diputado que responde a Pichetto. También incorpora el abastecimiento mediante licitaciones.

Suba del corte

El anuncio lo hizo el diputado nacional cordobés Carlos Gutiérrez, que forma parte del Bloque Federal y del espacio parlamentario Hacemos Coalición Federal, en el Etanol Day, evento que formó parte del III Congreso Internacional de Maíz realizado esta semana en la capital de Córdoba, que reunió a representantes y referentes de toda la cadena de valor del grano.

El texto prevé un aumento del corte en el biodiesel de 7,5% de la actualidad al 10% inmediatamente se apruebe el proyecto. Luego, a mezcla se iría al 15% desde el 1° de enero de 2027. Por el lado del etanol (caña de azúcar y maíz), también subirá al 15% pero en 2026. De todos modos, en el articulado se aclara que el horizonte del proyecto es que se desarrollen en el país los vehículos con motores flex fuel y llevar el corte al 27,5%, similar al que en la actualidad tiene Brasil.

Fuentes legislativas y provinciales le confirmaron a EconoJournal que el apoyo de Martín Menem al proyecto de ley de bios impulsado por la Liga Bioenergética (Córdoba, Santa Fe, Entre Río, Salta, Jujuy y Tucumán) fue un acuerdo bilateral entre Carlos Gutiérrez con Martín Menem. Buenos Aires y Santiago del Estero no forman parte del proyecto porque presentan algunas diferencias. En la inauguración del congreso, el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, hizo un enérgico reclamo al gobierno nacional para que aumente el corte de los biocombustibles.

Según los impulsores, la iniciativa va logrando mayores apoyos. Hasta el momento adhirieron sobre todo legisladores que responden a los gobernadores de la Liga, algunos diputados del PRO y de La Libertad Avanza. Se desconoce qué posición van a tomas los legisladores peronistas, sobre todo de las provincias involucradas.

Además de Gutiérrez, en el panel sobre el tratamiento legislativo del Etanol Day participó también el diputado nacional de la UCR Luis Picat. Ambos interpelaron al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y a LLA para que el proyecto se apruebe antes que termine el año. Estaba previsto que participe Luis De Ridder, subsecretario de Combustibles Líquidos, pero finalmente no asistió.

Intereses

El proyecto lo redactó la Liga Bioenergética y técnicos del sector de biocombustibles. Beneficia sobre todo a las plantas de Córdoba y a los productores de caña del Norte Argentino. Santa Fe también, pero pretende que en la letra chica del proyecto se proteja con un 3% del cupo a las pymes de biodiesel de esa provincia, que fueron el motor para que crezca el sector a partir de la primera ley aprobada en 2006. La reserva de ese porcentaje a las pymes es para que no pierdan mercado frente a los grandes jugadores.

El proyecto tiene el consenso del atomizado sector de biocombustibles de la Argentina. Aunque quedaron afuera las plantas de la provincia de Buenos Aires, porque la normativa habilitaría a una participación por grupo económico relacionado con una empresa que “no excederá el 14% del total de la cantidad anual de biodiesel licitada”, algo que afectaría a las plantas bonaerenses que –de aprobarse- tendrían que dividir sus unidades de negocio, explicó una fuente que participó del evento.

Aspectos centrales del proyecto

El texto afirma que “durante los primeros dieciocho años desde la entrada en vigencia de esta ley, los biocombustibles que se mezclen obligatoriamente con combustibles de origen fósil, deberán ser de origen nacional”.

Sobre la participación de la petroleras, señala que “las empresas que produzcan y/o destilen y/o refinen hidrocarburos, sus vinculadas, controlantes y/o controladas, de acuerdo a la definición de grupo económico establecida en el anexo de la presente ley, están autorizadas a producir biocombustibles para destinarlos a las mezclas obligatorias”.

Pero las refinadoras tendrán parámetros para participar “en el caso de biodiesel, cuando el contenido de éste en la mezcla con gasoil y/o diésel oil, supere el 15 %, la citada participación se podrá hacer efectiva y no podrá ser superior al 50% del contenido excedente de biodiesel sobre aquella mezcla, tomando en cuenta la suma de las participaciones de todas las empresas elaboradoras de esta actividad”. Para el bioetanol es el mismo porcentaje.

Otro cambio central tiene que ver con el articulo 13, que dice: “La determinación de volúmenes y precios para el abastecimiento de biocombustibles será realizada periódicamente por la Autoridad de Aplicación (Secretaría de Energía), mediante licitaciones únicas, transparentes y de acceso público, celebradas en un todo de conformidad con las siguientes reglas: Las licitaciones para abastecimiento de biodiesel y bioetanol serán separadas y deberán comprender, como mínimo, un mes de abastecimiento. El precio de adjudicación correspondiente a cada licitación será único para todos los oferentes que resulten adjudicatarios y será igual al mayor precio ofrecido por los oferentes con derecho a la adjudicación, el que en cada caso estará sujeto a los topes descritos en esta ley, citados más adelante”.

, Roberto Bellato

Albanesi, una de las mayores generadoras del país, informó que logró renegociar el 81% de su deuda local. “Esta operación es sumamente relevante, ya que extiende los plazos de las obligaciones financieras en consonancia con la generación de flujo operativo, este último vinculado a contratos de largo plazo”, explicó Guillermo Brun, director financiero del grupo.

Brun agregó que, tras el canje, la compañía ofrece «un horizonte financiero más ordenado y robusto, y simplifica la estructura de deuda”.

El canje se produce en un contexto de expansión de las operaciones, con inversiones cercanas a los U$S 600 millones, por medio de tres proyectos:

1) La obra de ampliación y cierre del ciclo combinado de la Central Térmica Ezeiza, que finalizó en abril y opera desde entonces al tope de su capacidad.

2) 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, provincia de Córdoba, cuya octava turbina de gas fue incorporada en junio, y que en octubre quedará habilitada con el ciclo cerrado.

3) La construcción de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, en la provincia de Santa Fe, que se encuentra en pleno proceso de puesta a punto, próxima a ingresar en fase operativa.

Central Térmica Ezeiza.

“Grupo Albanesi agradece la confianza y el apoyo de sus inversores, que hacen posible la concreción de grandes proyectos de infraestructura que contribuyen al desarrollo productivo de nuestro país”, destacó Armando Losón (h.), presidente del grupo.

Albanesi es un grupo empresario argentino de capitales privados especializado en la generación de energía eléctrica y la provisión de gas natural. Es el principal comercializador de gas natural del país.

Para el final de este año se aproximará a los 2.000 MW de capacidad instalada a través de 10 centrales: las centrales térmicas de Ezeiza en Carlos Spegazzini y Solalban en Bahía Blanca, ubicadas en la provincia de Buenos Aires; la Central Térmica Modesto Maranzana en Río Cuarto, Córdoba; la Central Térmica Riojana en La Rioja; la Central Térmica General Roca en Río Negro; las centrales térmicas Arroyo Seco y Timbúes, ubicadas en Santa Fe; la Central Térmica Frías en Santiago del Estero; la Central Térmica Independencia en Tucumán; y fuera del país, la Central de Cogeneración en Talara, al norte de Perú.

, Redaccion EconoJournal

El ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, autorizó una actualización de 4% de las tarifas residenciales de electricidad a partir del 1º de septiembre. El titular del Palacio de Hacienda ya avaló una recomposición de todos los componentes que integran la factura que pagan los hogares: el Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben Edenor y Edesur aumentará un 3%; las tarifas que cobran transportistas como Transener subirá un 6% y el precio estacional de la electricidad —el ítem que define el nivel de subsidios que debe destinar el Tesoro en el sector eléctrico— se corregirá en un 5 por ciento.

A su vez, el gobierno avalará una suba del 5% de la remuneración que cobran las generadoras que operan centrales térmicas e hidroeléctricas que no poseen contratos con Cammesa, conocidas en la jerga eléctrica como ‘máquinas o potencia vieja’ que se remuneran mediante un esquema de ‘costo plus’, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal. Esta última medida busca no atrasar los ingresos de este grupo de generadoras —entre los que figura Central Puerto, AES y Pampa, entre otras— de cara a tratar de no elevar el número de turbinas y motores de generación indisponibles, es decir, fuera de servicio, en la antesala del verano.

Caputo intenta que seguir reduciendo subsidios energéticos sin que eso acarree un rebote de la inflación.

En el Ejecutivo y en Cammesa existe preocupación por cuán consistente será el parque de generación durante los meses de calor para atravesar el momento de mayor demanda del sistema. En esa clave, un informe oficial advierte sobre posibles cortes masivos de electricidad si el consumo estival supera el récord histórico de 29.700 megawatt (MW).

Las decisiones del gobierno se conocerán esta semana mediante resoluciones de la Secretaría de Energía y del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE). El Enargas hará lo propio con las tarifas de gas. Los nuevos cuadros tarifarios empezarán a regir desde este domingo.

Frazada corta

Caputo debe gestionar el valor de las tarifas de gas y electricidad —que están expresadas en pesos— sin que eso implique romper el apretado equilibrio que existe en el programa económico entre la lucha contra la inflación y el cuidado del frente fiscal. Es decir, si el gobierno quiere continuar reduciendo los subsidios del Estado en el sector energético debería acelerar la suba del precio estacional del gas y la energía eléctrica —y mantener en términos reales el VAD de las distribuidoras y el margen de transporte para garantizar la cobrabilidad en la cadena de pagos—, pero si se excede y la suba de las tarifas es más alta retroalimentará la suba de precios en la economía, comprometiendo el objetivo número uno del ministro de Economía, que es precisamente lograr una baja sostenida de la inflación durante el último cuatrimestre del año.

“Por eso, Economía no quiere que la suba final en las facturas residenciales supere un 4%, a fin de no afectar el sendero a la baja de la inflación que defiende el gobierno”, señaló el presidente de la empresa eléctrica bajo reserva de nombre.

, Redaccion EconoJournal

SALTA (enviada especial)-. El subsecretario de Políticas Mineras de la Nación, Carlos Cuburu; el vicegobernador de Salta, Antonio Marocco; y la secretaria de Minería y Energía de la provinicia, Romina Sassarini; inauguraron este miércoles una nueva edición de Argentina Mining 2024, junto con el director del evento, Javier Rojas. Se trata del encuentro internacional que reúne a los principales referentes de la industria minera en América Latina, empresas, proveedores e inversores.

Cuburu aseguró que «las inversiones proyectadas en la minería argentina están en el orden de los 20.000 millones de dólares». El funcionario se refirió además al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y aseveró que “es una herramienta clave para el progreso de la minería argentina”.

Cuburu remarcó el impacto de la industria minera en la economía del país ya que exhibió que “en 2022 aportó 57.000 millones de dólares al balance cambiario de la Argentina”. Y destacó a Salta como una de las regiones más competitivas para la inversión respecto a países mineros como Perú, Chile y Brasil, según los indicadores del Instituto Fraser.

El evento

El vicegobernador Marocco también se refirió al RIGI y remarcó la adhesión por parte de Salta puesto que aseguró que impulsará el crecimiento económico de la provincia. También resaltó el incremento del empleo en la provincia durante los últimos 30 meses y la promoción de la cadena de valor como un aspecto fundamental para el desarrollo del sector.

La secretaria de Minería y Energía de Salta hizo hincapié en el crecimiento del Registro Provincial de Proveedores mineros y en el interés internacional por Salta. En esa línea, expuso sobre el Plan Provincial para el Desarrollo Minero Sustentable 2030 y expresó que “sienta las bases de la política minera de la provincia y al reconocimiento internacional de Salta como destino atractivo para invertir en minería”.

La convención

Argentina Mining tendrá lugar hasta este viernes 30 de agosto en el Centro de Convenciones de la ciudad de Salta. Allí los participantes podrán informarse sobre políticas y leyes mineras.

Contará con conferencias de al menos 50 oradores locales e internacionales y más de 250 stands que incluyen proyectos mineros, productos y servicios de los principales proveedores.

Esta decimosexta edición está dirigida a ejecutivos de empresas mineras que operan en la Argentina, o que están evaluando la región, así también como a proveedores en busca de oportunidades de negocios. A lo largo de la jornada, participarán referentes de Chile, China, Canadá, Australia, Estados Unidos, Perú, Brasil, Gran Bretaña, Sudáfrica y entre otros.

, Loana Tejero

Como consecuencia del aumento de las tarifas residenciales realizado por el gobierno de Javier durante el primer semestre del año, la demanda —tanto la de los hogares como la industrial— terminará pagando a fin de año el 81% del costo de la electricidad y el 82% del gas natural sin necesidad de que haya nuevos aumentos medidos a precios constantes, según un informe elaborado por el ex ministro de Energía, Gustavo Lopetegui, el último titular del área durante la administración de Cambiemos. Eso implica que el Ejecutivo ya ha transitado la mayor parte del camino que implica la quita de subsidios a la energía que paga el Estado. Sin embargo, para que ese supuesto se cumpla el gobierno debería continuar ajustando el dólar solo un 2% mensual y evitar una nueva devaluación; el gran riesgo que acarrea el programa macroeconómico que lleva adelante el ministro Luis ‘Toto’ Caputo.

En el caso de la electricidad, la demanda residencial pagaba, en promedio, solo el 22% del costo total en enero de 2024. Con los aumentos tarifarios aplicados en febrero ese porcentaje se elevó al 61%, cayó al 40% en mayo y luego del último ajuste, el porcentaje que paga la demanda trepó al 70% del costo monómico, tal como se conoce en la jerga eléctrica al costo real de generar energía eléctrica.

Según la proyección trazada por Lopetegui, en noviembre ese porcentaje subiría al 86% y cerraría el año en el 81% sin necesidad de que se ajusten las tarifas. Esa cobertura se encuentra entre las mayores de las últimas décadas, siendo similares a las alcanzadas en 2018/2019.

En el gráfico que muestra la evolución (ver aparte) se puede ver que los usuarios residenciales N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios) están todavía sustancialmente por debajo de esos porcentajes, pero los usuarios N1 (ingresos altos), las industrias y los comercios en algún momento del año pagan una tarifa incluso superior a los costos que compensa el hecho de que en el invierno lo que abonan no llega a cubrir el 100 por ciento del valor de la energía.  

¿Por qué en los próximos meses subiría el porcentaje del costo que cubre la tarifa de luz sin necesidad de que haya nuevos medidos a precios constantes? Porque en el invierno el costo monómico aumenta ya que la energía local no alcanza a satisfacer la demanda y es necesario importar a un precio mayor. Una vez superado el pico de consumo de los meses de temperaturas bajas, el costo promedio de generación de la energía consumida baja porque la dependencia de la importación se reduce. Algo similar ocurre en el caso del gas.

Lopetegui destaca incluso que el pleno funcionamiento de los nuevos gasoductos, tanto los ya construidos como los que están en construcción, ayudará a disminuir la necesidad de importar gas y, por lo tanto, el costo promedio del gas y el de la generación de electricidad el año próximo será menor. De hecho, en 2023 el costo de generación de electricidad por mes fue de US$73 por MWh. Este año ese costo se reduciría a US$ 67 y la estimación es que el año próximo podría bajar a US$ 64 por MWh si aumenta la capacidad de inyección del Gasoducto Néstor Kirchner y entra el operación la reversión del Gasoducto del Norte para reemplazar gas proveniente de Bolivia.  

De este modo, la brecha remanente entre ingresos y costos debería reducirse todavía más con solo mantener las tarifas actuales en dólares. Sin embargo, eso no será sencillo porque el frente cambiario no está despejado y una nueva devaluación del peso haría retroceder varios casilleros en el camino destinado a reducir los subsidios ya que en ese caso se deberían aplicar fuertes aumentos en pesos para mantener constante la brecha.

Subsidios

Los subsidios a la energía llegaron a representar el 3,5% del PBI en 2014 durante la presidencia de Cristina Fernández de Kirchner, bajaron al 1,4% en 2019 luego de los aumentos que aplicó el gobierno de Mauricio Macri. Sin embargo, tras la asunción de Alberto Fernández, y potenciados por la pandemia, los subsidios volvieron a subir hasta representar un 2,3% del PBI en 2021. En 2023 Massa los redujo al 1,7%. Este año bajarían al 1,1% y la proyección para 2025 indican que podrían retroceder hasta el 0,8% por las menores importaciones, aunque para ello es necesario evitar una nueva devaluación del peso.

Combustibles

El informe también destaca que la demanda afronta actualmente el 82% de los costos totales de nafta y gasoil porque todavía resta aplicar una actualización pendiente del impuesto a los combustibles.

En marzo de 2021 el valor del impuesto a los combustibles se congeló y en enero de 2024 el atraso representaba el 31% del precio del surtidor. Entre febrero y agosto el atraso se redujo al 18% y lo que señala Lopetegui es que incrementando el impuesto en el equivalente al 1% mensual del precio en surtidor, a fines de 2025 quedaría solo un 4% de atraso.  

, Redaccion EconoJournal

La penetración de los vehículos eléctricos podría oscilar entre un 15% y un 55% a escala global a partir de 2035 con impactos diferenciados en la industria minorista de combustible, según un informe de la consultora Boston Consulting Group (BCG) titulado The EV Opportunity for Fuel Retailers. A medida que este tipo de vehículos aumente, los márgenes de beneficios cambiarán y las estaciones de servicio evolucionarán. “Deberán adaptarse rápidamente para capitalizar las oportunidades, diversificando su oferta y adoptando tecnologías innovadoras para captar y retener a los consumidores», aseguró a EconoJournal Leonardo De Lella, managing director y partner de BCG.

De acuerdo al análisis de la consultora, el primer escenario, denominado Fossil is King, prevé un incipiente mercado de electromovilidad en 2035, con una cuota del 15% de este tipo de vehículos. En ese panorama se evidencia una limitación en cuanto a la infraestructura de recarga y la oferta minorista. A su vez, en el segundo escenario, The Rise of EVs, los vehículos eléctricos se presentan como una amenaza al dominio de los combustibles fósiles, con una cuota de alrededor del 30% del parque automotor en 2035, y un mayor desarrollo de infraestructura. Aquí la oferta de conveniencia en las estaciones de servicio se presenta como madura y evolucionando hacia una experiencia personalizada, donde la visita de los consumidores no siempre se asocia a la recarga de combustible.

Por último, el tercer escenario, Electric Dominance, anticipa un futuro en el que los vehículos eléctricos tendrían una cuota del 55% del parque automotor en 2035. En este panorama, la infraestructura de recarga se encontraría bien establecida y los e-trucks, junto con los vehículos autónomos, comenzarían a establecerse. En cuanto a la oferta de las estaciones de servicio, se evidenciaría un potencial de crecimiento significativo en visitas no asociadas con la carga de combustible o recarga eléctrica.

El plano local

Tras ser consultado sobre el proceso de electromovilidad y el uso de vehículos eléctricos en la Argentina, De Lella sostuvo que “en primer lugar, la Argentina debe aprovechar la ventana de oportunidad que ofrece el desarrollo de Vaca Muerta”. Aún así, el ejecutivo de BCG advirtió: “Sin embargo, considero que la expansión y adopción local de la electromovilidad no es incompatible con la explotación de Vaca Muerta. Con una visión más global, el país debe intentar apuntalar la exportación de hidrocarburos mientras comienza a impulsar una adopción gradual de las nuevas tecnologías en movilidad”.

De Lella también indicó que en el primer escenario se prevé un crecimiento limitado de la electromovilidad para 2035, período en el que la Argentina podría comenzar a sentar las bases para el desarrollo de infraestructura para vehículos eléctricos, especialmente en áreas urbanas donde la adopción podría ser más factible en un primer momento.

“Aun así, el punto de partida de la Argentina en vehículos eléctricos (3% de participación) es muy bajo y requerirá transformaciones contundentes, no sólo en infraestructura, sino también en incentivos muy directos y en cambios comunicacionales para ir creando comportamientos que aún no están presentes en el consumidor argentino”, consideró el managing director y partner de BCG.

El ejecutivo planteó que “el país tiene la posibilidad de aprovechar los ingresos de los hidrocarburos para financiar las etapas iniciales de adopción de infraestructura y tecnología para vehículos eléctricos, creando una transición sostenible a lo largo del tiempo”.

El rol de la Argentina con sus recursos de cobre y litio

En cuanto al papel que podría llegar a ocupar el país en el proceso de desarrollo de la electromovilidad y de vehículos eléctricos, De Lella exhibió que los abundantes recursos naturales de la Argentina, en particular cobre y litio, pueden proporcionar una gran oportunidad para el país, pues son críticos para la producción de vehículos eléctricos y baterías.

También precisó que “la adopción de este tipo de vehículos a escala global podría proporcionar un enorme impulso a este sector. Más aún, la Argentina tiene una oportunidad estratégica de convertirse en un actor clave en la cadena de suministro global de vehículos eléctricos, no sólo como exportador de recursos, sino como un centro de actividades de valor agregado, como el refinamiento y la producción de baterías”.

De Lella expuso además que la “guerra” comercial de Estados Unidos con China genera aún más incentivos para que los países occidentales desarrollen proveedores de insumos para vehículos eléctricos alternativos. Y que, en ese sentido, “nuestro país podría aprovechar este impulso a través de incentivos claros y regulaciones favorables para la extracción y procesamiento minero y para el desarrollo de la cadena de valor de baterías que habiliten el desarrollo industrial local”.

“En Chile ya se está avanzando con pasos concretos en entender cómo se puede agregar más valor a los recursos de litio. Para hacerlo, resulta crítico invertir en la infraestructura y el capital humano necesarios para apoyar este desarrollo, asegurando que la Argentina capture la mayor cantidad de valor posible de sus recursos naturales”, puntualizó De Lella.

Impacto

En el estudio de BCG se señalan variables que podrían alterar los escenarios planteados, incluyendo los cambios en el entorno regulatorio, el ritmo del desarrollo tecnológico y la evolución de los márgenes de combustible y carga. Entre los principales cambios se destaca que, a medida que aumente la penetración de los vehículos eléctricos, las ganancias derivadas de la venta de combustibles se verán disminuidos hasta en un 60%, aunque en muchos mercados se observan oportunidades que podrían compensar dicha caída.

Lo que se indica en el informe es que “una de estas oportunidades es que la carga de combustible se convertirá en un negocio en expansión con operadores de puntos de carga, que capturarán más de la mitad de las ganancias totales asociadas a la carga”.

Además, se marca que la oferta mejorada de las estaciones de servicio, como sumar alimentos frescos adaptados a las preferencias del mercado local, puede atraer a clientes que no visitan la estación para el abastecimiento de energía o combustible. Sin embargo, se advierte que donde la penetración de los vehículos eléctricos sea alta, la disminución del combustible será difícil de superar. “En consecuencia, para 2035, las ganancias totales de los minoritas de combustible y conveniencia podrían reducirse en un 30%. Algunas estaciones de servicio cerrarán. En las áreas donde predominen los vehículos eléctricos, hasta una cuarta parte de los sitios podrían volverse no rentables”, remarca el informe de la consultora.

Por último, en el análisis se indica que el formato correcto para las estaciones dependerá de la demanda de servicios energéticos (combustible y carga) y de la oferta de productos disponible en la estación.

Cambio de paradigma

De Lella enumeró una serie de pasos a seguir por parte de los minoristas de combustible tradicionales para atraer y retener clientes. “La primera acción es incursionar de manera agresiva y anticipada en el negocio de infraestructura de carga, instalando puntos de carga rápida en estaciones de servicio existentes, un movimiento que debería comenzar a evaluarse de inmediato”, sostuvo.

Además, indicó que se deben considerar cada vez más servicios de valor agregado (asociados por ejemplo al mantenimiento o cambio de baterías) e incrementar la oferta de productos de conveniencia para hacerla mucho más atractiva. Esto en un contexto donde los períodos de carga son más largos que el tradicional de combustible.

Asimismo, aseveró que en este proceso será crucial aprovechar la información y los datos disponibles para incrementar el nivel y profundidad de la “personalización” de la oferta mediante promociones individualizadas, basadas en los patrones de cada consumidor (comportamiento individual, sensibilidad al precio). “Las ofertas personalizadas pueden abarcar desde incentivos específicos hasta promociones que buscan cambiar el comportamiento del cliente, como aumentar la frecuencia de visitas o promover la compra de productos premium”, sumó el ejecutivo de BCG.

De Lella afirmó que “además es necesario profundizar en tecnologías y ofertas más básicas como programas de lealtad y pagos digitales sin contacto. Estos programas de lealtad pueden enriquecerse con datos para ofrecer recompensas que sean verdaderamente valoradas por los clientes, anticipando necesidades y reaccionando proactivamente, y así aumentando su compromiso y fidelidad”.

Identificar los cambios

Frente a este escenario, el referente de BCG subrayó que: “Construir inteligencia de mercado para identificar los cambios, evaluar y ajustar la red de estaciones a nivel local y nacional con el uso de herramientas como análisis geoespacial avanzado, o fortalecer la lealtad del consumidor más allá de la recarga de combustible son algunas de las acciones que serán necesarias y que pueden aplicarse en los tres escenarios planteados”.

Sobre este punto, desarrolló que el análisis geoespacial es fundamental para tomar decisiones críticas en la planificación de la infraestructura de carga de vehículos eléctricos puesto que este enfoque permite identificar ubicaciones estratégicas para las estaciones de carga optimizando su distribución en función de la densidad de vehículos y los patrones de movilidad.

Además, De Lella aseguró que “los análisis predictivos pueden ayudar a impulsar inversiones proactivas y estratégicas anticipando puntos de alta demanda y considerando otros factores como la oferta existente (actualmente muy limitada en Argentina), capacidad existente en la red eléctrica y características demográficas”.

No obstante, planteó que “es importante destacar que existe una interdependencia significativa entre la optimización de la ubicación de las estaciones de carga y la infraestructura de la red eléctrica, lo cual presenta desafíos debido a la necesidad de una estrecha cooperación público-privada y de una inversión muy cuantiosa. Esto puede abrir oportunidades para soluciones creativas como micro-redes y generación renovable, lo cual es aún más atractivo en términos de sustentabilidad”.

Respecto al fortalecimiento de la lealtad de los consumidores, el managing director y partner de BCG reparó en la necesidad de que las compañías redoblen la apuesta en términos de personalización de la oferta. “Para sobrevivir y ser exitoso, habrá que mirar más allá de la venta de combustibles, con mucho foco en servicios “non-oil” de primera calidad. Esto debe apuntar tanto a usuarios de combustibles tradicionales, como a conductores de vehículos eléctricos”, remarcó.

Marco regulatorio

Por último, De Lella brindó su análisis sobre cuáles serían los pasos a seguir en materia regulatoria para impulsar la electromovilidad en la Argentina. “Algunos elementos importantes en ese sentido incluyen el desarrollo de incentivos fiscales para infraestructura de carga, tales como subsidios o créditos fiscales para la instalación de estaciones y la adopción de vehículos eléctricos”, opinó.

 También consideró que será necesario avanzar sobre normativas que establezcan requisitos de la infraestructura de carga, definiendo estándares para la instalación, asegurando que sea accesible y segura. Y que a la vez podrían jugar un rol las regulaciones de tarifas y precios que aseguren precios justos y transparentes para el uso de estaciones de carga.

“Algunos de los países que están siendo agresivos en este tipo de regulaciones son Noruega, Países Bajos, Reino Unido, China, Alemania y Francia. Incluso países menos desarrollados como Sudáfrica o Chile están avanzando en esta línea y podrían ser el primer espejo para Argentina”, finalizó De Lella.

, Loana Tejero

La química Dow anunció cambios en su equipo directivo para América Latina y la Argentina. Matías Campodónico, quien hasta ahora se desempeñaba como presidente de Dow Argentina y la Región Sur de América Latina, así como director de Asuntos Públicos y de Gobierno para América Latina, ha sido nombrado presidente de Dow América Latina. A su vez, Dolores Brizuela, actual directora del Negocio de Hidrocarburos para América Latina y con más de 20 años de experiencia en Dow, suma el cargo de presidenta de Dow Argentina y de la Región Sur de América Latina (Chile, Uruguay, Paraguay y Bolivia), convirtiéndose en la primera mujer en asumir esta responsabilidad en la historia de Dow en el país.

Desde su nueva posición, Campodónico liderará las operaciones y los proyectos estratégicos de la compañía en la región, con base en Buenos Aires y con presencia en toda la región. Su enfoque estará en impulsar el crecimiento mediante la optimización del talento humano y el fortalecimiento de la cultura empresarial de Dow, orientada hacia la inclusión, el crecimiento, la sustentabilidad y la centralidad en el cliente, según precisaron desde la firma. Campodónico sustituirá a Javier Constante, quien se jubilará a finales de 2024 tras casi 35 años de trabajo en Dow, cinco de ellos en la presidencia para América Latina.

«En los últimos años, hemos logrado avances significativos en nuestras ambiciones para la región. Estoy entusiasmado con la oportunidad de liderar a este equipo excepcional, mientras seguimos consolidando nuestra cultura de crecimiento inclusivo y sustentable basado en el trabajo en equipo y la innovación, un sello distintivo entre los más de 4.000 empleados de Dow en América Latina. La región presenta desafíos, pero también ofrece oportunidades únicas para la transformación y el crecimiento», expresó Campodónico respecto a su nueva función.

Asimismo, elliderazgo de Brizuela se centrará en promover las prioridades de negocio de la compañía y fortalecer el crecimiento mediante el desarrollo del talento diverso y la implementación de iniciativas sustentables.

«Me honra asumir este desafío y estoy muy entusiasmada por la oportunidad de liderar Dow en Argentina y la Región Sur. Estoy convencida de que seguiremos consolidando nuestra posición en el país, avanzando en nuestras metas de sustentabilidad y priorizando siempre la experiencia del empleado y la inclusión para alcanzar nuestros objetivos», afirmó la nueva presidenta de Dow.

Nombramientos

“Estas designaciones subrayan el compromiso de Dow con la diversidad y la inclusión, promoviendo activamente la participación de mujeres en roles directivos, ejecutivos y operativos, tanto en sus oficinas como en sus plantas de producción”, destacaron desde la compañía a través de un comunicado.

Dow lleva más de 60 años presente en América Latina y cuenta con quince plantas en cuatro países: Argentina, Brasil, Colombia y México. Referente en sustentabilidad, cumplimiento, seguridad, inclusión y diversidad, ha sido reconocida con premios y certificaciones en los países donde opera en la región.

“Con estos nuevos nombramientos, Dow refuerza su compromiso en la región, donde impulsa proyectos en línea con su estrategia para construir un mundo más sostenible con foco en tres áreas prioritarias: economía circular, protección del clima y materiales más seguros, que representan una oportunidad para que utilicemos la ciencia para promover un mayor impacto positivo”, concluyeron desde Dow.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Trabajo, que dirige Julio Cordero, tuvo que dictar de urgencia el miércoles pasado la conciliación obligatoria para evitar que una amenaza del sindicato de petroleros jerárquicos de Neuquén escale hasta un conflicto en Vaca Muerta. El gremio que conduce Manuel Arévalo —uno de los dos con capacidad de afectar la actividad hidrocarburífera en la cuenca Neuquina— tomó por sorpresa a las empresas operadoras y de servicios petroleros al reflotar dos reclamos de larga data de la organización que, pese que nunca habían prosperado, tienen altas chances de validarse en las próximas horas, según explicaron a este medio fuentes privadas.

Todo se definirá mañana miércoles cuando Cordero reciba a Arévalo y a representantes de las empresas petroleras en las oficinas de Trabajo en el centro porteño. «No hay chance de extender la conciliación, por lo que debería haber algún tipo de respuesta favorable del sindicato», indicó en un despacho oficial. Aunque en un primer momento se especuló con que la medida de fuerza impulsada la semana pasada tenía vinculación con la reglamentación de la Ley Bases, que motivó que la mayor parte de los trabajadores jerárquicos empezara a pagar el Impuesto a las Ganancias, la mayoría de las fuentes consultadas descartó esa posibilidad.

Los reclamos

En primer lugar, Arévalo exigió el pago de horas extras para los trabajadores jerárquicos de la industria —supervisores, técnicos y personal gerencial—, a pesar a que el esquema con el que se remunera a esos operarios ya prevé una serie de adicionales equivalentes a lo que representaría el cobro de ese concepto. «Los jerárquicos cobran una compensación adicional del 23% del salario básico para evitar un solapamiento con el salario de los trabajadores de base. Fue la manera que se encontró hace años para mantener el valor real del ingreso de los empleados jerárquicos, que además cobran otra serie de adicionales», explicó un directivo de una de las principales petroleras de la cuenta Neuquina.

En conversación con este medio, Arévalo señaló que los trabajadores jerárquicos no perciben el pago de horas extras porque “las empresas que no las pagan porque dicen que están consideradas en otro ítem, pero esto no ha sido comprobado”. El titular del gremio señaló que la resolución 2128/14 del Ministerio de Trabajo establece el pago de ‘horas suplementarias’, aunque asegura que “las empresas nunca ajustaron el valor por paritarias y el número quedó en el olvido”. En este sentido acusó a las cámaras empresarias «de tirarse la pelota» y que, en el medio, “rompen la paz social y nos quieren hacer quedar como irascibles”. “La situación hoy está muy tensa”, expresó.

Por el lado de las empresas, la posición está dividida. Una fuente privada indicó que “no se entiende por qué traen a colación este reclamo, hasta ahora nunca hubo problemas porque hubo reuniones con todos los sindicatos jerárquicos y se acordó como se iban a pagar los adicionales”. Pero otro ejecutivo del sector adelantó que mañana podría terminar de saldarse la cuestión con una actualización de los valores y conceptos incluidos en la resolución 2128. «Se está trabajando en esa dirección. No sabemos si mañana se cierra, pero es probable que las partes encuentren un punto de acuerdo», afirmó.

1×1

El segundo reclamo es todavía más ambicioso. Arévalo planteó una reformulación del diagrama en la jornada de trabajo en las empresas de servicios especiales, específicamente para la perforación direccional que se utiliza en los pozos horizontales de Vaca Muerta. Se trata de un segmento estratégico para la explotación no convencional, porque las compañías involucradas —como Halliburton, Schlumberger, Weatherford, Clafrac y Tenaris, entre otras— se encargan de fracturar hidráulicamente los pozos en Vaca Muerta.

Manuel Arévalo, acompañado por su hijo Maximiliano (el primero a su izquierda); Valentín Bevacqua y Rubén Maluenda.

Arévalo reclama que en lugar de aplicar el diagrama actual de «2×1», es decir, que por dos días de trabajo hay uno de descanso, se pase a utilizar un diagrama “1×1”, que solamente es aplicado por San Antonio, de las principales empresas de perforación que en el área de servicios especiales tiene una presencia periférica. Quien consiguió que San Antonio opere con un diagrama «1×1» es Valentín Bevacqua, delegado por el gremio en esa compañía y actual secretario gremial del sindicato jerárquico. Junto con Rubén Maluenda, Bevacqua lidera la línea más belicosa del gremio y al ser oriundo de Rincón de los Sauces, el bastión del norte neuquino de donde surgió Marcelo Rucci, trabó una relación personal con el líder del sindicato petrolero más importante del país.

Arévalo aseguró que “son los trabajadores los que solicitan este cambio, no es una ocurrencia del sindicato” y argumentó que “lo estamos reclamando para un tipo de trabajo complicado y muy absorbente en ese sector”, en referencia a los trabajadores que realizan el servicio de operaciones direccionales en los pozos.

Sucesión en marcha

Desde la óptica de las empresas, masificar un diagrama «1×1» implicaría más que duplicar y casi triplicar el personal afectado a las compañías de servicios especiales, con el consecuente impacto sobre los costos de desarrollo de Vaca Muerta. «Pero, aún así, hay altas probabilidades de que mañana la cuestión se termine resolviendo a favor del gremio», explicó una de las fuentes consultadas.

Como trasfondo de esta agenda de mayor belicosidad se encuentra la intención de Arévalo de posicionar internamente a su hijo Maximiliano, secretario adjunto del gremio, como candidato natural para asumir la conducción del Sindicato de Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa a partir de 2026, cuando se elijan nuevas autoridades.

Arévalo, el creador de del sindicato jerárquico hace más de dos décadas, mantiene vigente el respeto del sistema político-privado de Neuquén, aunque tendría decidido que el actual sea su último mandato al frente del gremio. En esa clave, para empezar a edificar la sucesión en torno a la figura de su hijo, primero debe desbloquear la agenda de Bevacqua, otro de los aspirantes a heredar la conducción de la organización.

«Bevacqua logró que San Antonio Internacional (SAI) apruebe el diagrama 1×1 para el servicio direccional en campos convencionales, pero desde ese momento la empresa empezó a perder terreno en el mercado de servicios especiales porque no puede competir porque tiene costos más altos que el resto. A raíz de eso, Bevacqua comenzó a erosionar su legitimidad dentro de las bases de SAI. Arévalo quiere obtener una victoria en el reclamo del 1×1 para contentar a Bevacqua y asegurar que apoye a Maximiliano en la sucesión», analizó un ex funcionario neuquino que sigue de cerca los acontecimientos.

La retirada

Arévalo renovó su cargo como titular del sindicato jerárquico en abril de 2022 por un período de cuatro años que culminan en 2026. Al finalizar, el secretario general cumplirá 26 años al frente de la conducción de la organización que él mismo impulsó en el año 2000, que cinco años después logró que el Ministerio de Trabajo le otorgara personería jurídica.

Su apuesta ahora es que Maximiliano, un dirigente de buenas formas que se desempeña como secretario adjunto y construyó una relación de confianza con Ernesto Inal, mano derecha de Rucci en el sindicato de petroleros privados, herede el trono. Obtener una victoria en estos dos reclamos históricos le allanaría el camino para viabilizar que la futuro de la organización quede en familia.

, Laura Hevia y Nicolás Gandini

La compañía Energía Argentina S.A. (Enarsa) lanzó una licitación internacional para adquirir dos cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para asegurar el abastecemiento del mercado local de gas natural durante el último trimestre del año. El pliego lanzado por la empresa pública, al que tuvo acceso EconoJournal, fue enviado el viernes 23 de agosto y aclara que los proveedores ofertarán de manera individual para cada cargamento. Los buques llegarán desde fines de septiembre a la terminal regasificadora de Escobar.

El primer buque será de 2,1 millones de BTU (MMBTU) de gas y, según solicitó Enarsa, deberá descargar entre el 25 y 30 de septiembre. El segundo cargamento tendrá de 2,7 MMBTU y está previsto que llegue entre el 20 y 23 de octubre. Entre los proveedores habituales de GNL de la Argentina figuran Trafigura, BP, Vitol, TotalEnergies, Glencore, Gounvor y Shell, entre otros.

La importación de GNL para abastecer a la demanda local se produce pese a ya estar operativo el Gasoducto Néstor Kirchner con una de las dos plantas compresoras previstas. Además, este año Enarsa ya había importado 10 buques con GNL en marzo para abastecer los picos de consumo de invierno y también a fines de mayo, cuando compró de manera directa (sin licitación) un cargamento a la brasileña Petrobras para sortear la crisis de gas que sufría el país.

Solicitud

El tender de Enarsa aclara que “el pago de cada carga de GNL se realizará mediante una carta de crédito documentaria irrevocable, que deberá ser emitida por el Banco de la Nación Argentina (BNA) 48 horas antes del día de arribo y pagadera 15 días después”.

El plazo para que Enarsa obtenga una respuesta sobre las ofertas presentadas por parte de los proveedores será hasta el próximo viernes 29 de agosto. Además, la solicitud afirma que los proveedores tienen hasta el 13 de septiembre para presentar una garantía de cumplimiento de oferta, que será por el equivalente al 10% del valor del cargamento.

La empresa estatal también advierte que “de acuerdo a las restricciones de comercio internacional vigentes debido al conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, Enarsa informa a sus potenciales proveedores que no aceptará ninguna oferta que incluya cargamentos de GNL de Rusia o de origen ruso, así como cargamentos de cualquier origen pero que sean transportados en buques de bandera rusa o que sean propiedad de personas o empresas rusas”.

, Roberto Bellato

El diputado nacional por Neuquén, Pablo Cervi, junto a otros diputados que integran la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados de la Nación, realizaron este viernes una visita al buque regasificador Expedient de Excelerate Energy, que se encuentra ubicado en la terminal de Escobar, en el Río Paraná de Las Palmas. Se trata del único buque con el que cuenta el país para regasificar el Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) y así asegurar el suministro de energía a hogares e industrias durante el periodo invernal. La embarcación puede inyectar hasta 22 millones de metros cúbicos de gas por día al sistema de transporte.

Tras la visita, Cervi expresó: “Este barco inyecta normalmente 16 millones de metros cúbicos, casi un 11% de lo que consume la Argentina. Realmente es interesante ver cómo el barco brinda la posibilidad de abastecer los picos de demanda”.

A su vez, el diputado indicó que “es interesante ver la tecnología del GNL, algo que está muy vigente, sobre todo ahora con lo que está ocurriendo con la decisión de instalar la planta de GNL en Punta Colorada”.

Del recorrido también participaron representantes del Departamento de Energía de la Unión Industrial Argentina (UIA) y representantes de la compañía estadounidense Excelerate Energy.

El buque

Hasta el año pasado, la Argentina contaba con otro buque regasificador de Excelerate, el Exemplar, que estaba anclado en el puerto de Bahía Blanca con la misma función. Sin embargo, por una cuestión de contratos y gracias a la puesta en marcha del gasoducto Néstor Kirchner, esta embarcación partió hacia Finlandia y luego hacia Alemania, y sólo quedó en el país el buque regasificador Expedient.

Este buque es clave puesto que resulta una solución de importación de GNL de vía rápida para cubrir los picos de demanda. Esto es así porque la Argentina consume más gas natural del que produce en la actualidad -durante el periodo invernal- y la terminal permite brindar seguridad de suministro a los hogares e industrias durante los meses de frío.

Cuando se lleva a cabo todo el proceso de regasificación en el barco, se inyecta el gas en un ducto de 17 pulgadas que lo lleva desde el buque hasta Cardales, lo que permite abastecer a un gran centro de consumo.

, Redaccion EconoJournal

TGN finalizó las obras de readecuación en sus plantas compresoras de Deán Funes y Ferreyra. Según precisaron desde la compañía, estas obras junto a las modificaciones realizadas por la empresa en octubre del 2023 en sus plantas Tío Pujio y Leones, constituyen una etapa intermedia en el proyecto de reversión del Gasoducto Norte. Estos trabajos permitirán incrementar en un 50% el volumen de transporte de gas natural desde Vaca Muerta hacia el norte del país. Los 10 millones de metros cúbicos diarios que hoy llegan al centro del país, escalarán a 15 millones de metros cúbicos diarios.

“Esto será posible una vez que finalicen las obras de construcción del gasoducto de 36 pulgadas y 122 kilómetros entre Tío Pujio y La Carlota y el tendido de los primeros 31 kilómetros de los 62 totales del loop de 30 pulgadas sobre el Gasoducto Norte entre las plantas de Tío Pujio y Ferreyra”, destacaron desde la transportista a través de un comunicado.

Con estos cambios en Deán Funes y Ferreyra, TGN podrá movilizar el gas natural en sentido inverso desde la provincia de Córdoba hasta Tucumán y Salta, permitiendo dinamizar en los próximos meses el abastecimiento a hogares, industrias y centrales de generación eléctrica de esas provincias con gas de Vaca Muerta.

Las obras

Las obras ejecutadas por TGN en ambas plantas compresoras se tratan de una etapa intermedia mientras se completan las obras de reversión definitiva de cuatro plantas del gasoducto de TGN, en el marco del Proyecto de Reversión del Gasoducto Norte.

Tanto Deán Funes como Ferreyra se encuentran ubicadas en Córdoba. La primera cuenta con 9.700 HP de potencia instalada y fue inaugurada en noviembre de 1960, mientras que Ferreyra, inaugurada en marzo de 1989, cuenta con 3.060 HP de potencia instalada.

Reversión del Norte

Además de las obras de readecuación de las plantas compresoras que llevó adelante TGN, la semana pasada la UTE Techint – Sacde informó que finalizó la construcción de 100 kilómetros de la reversión del Gasoducto Norte. Se trata de los renglones 2 y 3 del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio- La Carlota.

Cuando la obra llegue a su fin, permitirá reemplazar los volúmenes de gas que se importan desde Bolivia, que está en declino productivo, por el gas no convencional de Vaca Muerta. Esto permitirá abastecer a industrias y hogares de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy.

, Redaccion EconoJournal

Emergencias, la empresa dedicada a la atención médica extra-hospitalaria, que ofrece atención para la industria minera minería, de los metales y el litio, participará en la nueva edición de Argentina Mining 2024. El evento dedicado a la industria minera se llevará a cabo del 28 al 30 de agosto en Salta, Argentina.

Se trata de uno de los eventos más relevantes para la industria minera en América Latina, y que reunirá a los principales actores del sector, incluyendo empresas, proveedores, inversores y expertos. La jornada se presenta como una oportunidad para explorar nuevas tecnologías, descubrir las últimas tendencias y establecer alianzas estratégicas.

“En Emergencias estamos emocionados de participar en Argentina Mining 2024. Nuestra participación subraya nuestro compromiso con la innovación y el desarrollo sostenible en la minería”, destacaron desde Emergencias.

Además, desde la compañía informaron que, durante el evento, estarán destacando soluciones innovadoras adaptadas a las necesidades de la industria como:

Salud en Sitio: Atención médica inmediata donde más lo necesites.

Medicina Laboral: Análisis preocupacionales y periódicos del entorno laboral minero.

Seguridad e Higiene:  Programas para un entorno seguro y saludable.

Brigada de rescate: Respuesta rápida y efectiva ante emergencias.

Consultoría en Habilitaciones: Asesoría para cumplir con normativas y estándares

Telemedicina: Acceso a consultas médicas especializadas a distancia.

El stand

La compañía estará en el stand 209. Allí los participantes podrán conocer más sobre las innovaciones de la firma, discutir sobre las oportunidades que ofrece y explorar cómo se puede dar una posible colaboración para avanzar en el sector minero. “Nuestro equipo de expertos estará disponible para responder tus preguntas y proporcionarte información detallada sobre nuestras soluciones”, precisaron desde Emergencias.

, Loana Tejero

El gobierno sistematizó los ejes centrales de la reforma del mercado eléctrico que pretende instrumentar durante los próximos meses. Después de que el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, se reuniera con los principales referentes privados del sector a mediados de este mes, tal como publicó este medio, el Ejecutivo mantuvo conversaciones adicionales para definir el contorno y el alcance de los cambios que apunta a introducir en la operatoria del mercado de energía eléctrica.

EconoJournal accedió a la nómina de seis pilares en los que se apoyará la reforma, que pese a quedar reducida a una versión light con relación a la que aspiraba a implementar Rodríguez Chirillo a principios de año aún genera una buena cantidad de dudas entre las empresas. En esa lista figuran:

⁠1. Se permitirá la libre contratación en el mercado a término, aunque las hidroeléctricas estatales tendrán restricciones

Así como en los últimos años se edificó un mercado a término para las energías renovables (MATER), el gobierno quiere que la energía generada en centrales termoeléctricas progresivamente sea contratada por grandes usuarios industriales. La gran duda que existe sobre este punto es cuán profunda es la demanda remanente en el segmento industrial, dado que algunas generadoras sostienen que las grandes industrias que contratan su energía por fuera de las distribuidoras ya están prácticamente abastecidas. La energía proveniente de represas hidroeléctricas que hayan revertido al Estado —como las del Comahue— tendrán restricciones y jugarán un rol diferencial por disponer de una estructura de costos más baja que las plantas termoeléctricas. Vinculado al punto anterior, se aspira a que las distribuidoras de electricidad —después de un período de transición cuya extensión deberá ser consensuado con los privados— contraten con generadores privados al menos un 75% de la demanda presente y futura de energía eléctrica.

2. Los generadores tendrán la obligación de proveerse el combustible

Uno de los cambios más complejos de implementar que pretende incluir el gobierno de Javier Milei es que los generadores —Pampa Energía, Central Puerto, AES, YPF Luz, Albanesi y MSU Energy, entre otros— vuelvan a comprar el combustible —gas natural, gasoil, fuel oil y carbón— que utilizan en sus centrales como sucedía hasta mediados del 2000. No es sencillo porque la transferencia de la responsabilidad de adquirir el combustible para el parque de generación en cabeza de los privados implicaría ajustar los contratos surgidos del Plan Gas a través de los que Cammesa, la empresa encargada del despacho, se abastece de gas natural. Esos contratos poseen cláusulas de take or pay que los privados no están dispuestos a asumir.

3. Se establecerá un mercado para transaccionar desbalances o diferencias de generadores no contratados (‘potencia vieja’)

Si el objetivo es que las generadoras retomen la compra de combustibles, el gobierno deberá robustecer primero primero sus ingresos, en especial a las que entregan energía proveniente de centrales térmicas e hidroeléctricas sin contratos PPA’s con Cammesa. A ese universo de máquinas se las conoce en la jerga como ‘centrales viejas’ y son remuneradas bajo un esquema de ‘costo plus’ que se actualiza de forma discrecional por el Estado. La Secretaría de Energía apunta a que la remuneración de las empresas que operen esas centrales sean ajustadas con costos medios de tecnología bajo una fórmula específica que deberá definir el regulador.

4. Buscan garantizar que las distribuidoras no se financien con recursos de las generadoras

Una de las críticas que suelen formular los generadoras cuando analizan el funcionamiento del mercado eléctrico en los últimos 10 o 15 años es que algunas distribuidoras se financian con fondos que en realidad les pertenecen. En rigor, lo que dicen es que muchas veces, cuando enfrentan problemas de caja derivados del atraso tarifario o de mala administración de sus empresas, las distribuidoras difieren o directamente no pagan la factura de venta de energía mayorista que cobra Cammesa para luego remunerar a las generadoras. Lo que sucede en esos casos es que las distribuidoras se terminan apropiando de un componente de la factura que deberían cobrar los generadoras, que está dado por la cantidad de energía que consume cada usuario medido al precio estacional del mercado mayorista (MEM). Para evitar que eso suceda, colaboradores de Rodríguez Chirillo están evaluando la posibilidad de crear un fideicomiso u otro instrumento similar por fuera del alcance de las distribuidoras que recaude la plata que les pertenece a las generadoras. De ese modo, se pretende garantizar el principio de passthrough entre los segmentos del negocio eléctrico, es decir, que los distribuidoras no ganen ni pierdan plata por la venta de la energía en sí misma, sino que perciban únicamente los fondos correspondientes al Valor Agregado de Distribución (VAD) definido por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

5. El esquema de inversión será predominantemente privado, salvo en el caso del plan de transporte

Un aspecto en el que queda de manifiesto el pragmatismo que le inyectó la incorporación al gobierno del viceministro de Energía y Minería, Daniel González, el alfil que eligió el titular de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, para ordenar la gestión del área energética, está dado por la decisión de que, si bien el Ejecutivo quiere que las nuevas inversiones en el sector estén en cabeza de los privados, se hará una excepción en el segmento de transporte eléctrico, la cual seguirá en cabeza del sector público. En los últimos 10 años, los avatares de la economía doméstica y la falta de claridad regulatoria en el sector impidió que los privados estén dispuestos a financiar ampliaciones en la red de alta tensión de 500 y 132 kilovolt (kV). De ahí que el sistema esté prácticamente saturado. González entendió esa dificultad. Por eso, promovió internamente que las obras de extensión de algunas líneas de 500 kV que son prioritarias se solventen con fondos aportados por la demanda, tanto la industrial como la residencial. En esa clave, el gobierno está diseñando esquemas regulatorios que permitan rollear —distribuir— entre todos los usuarios del sistema los costos de ampliación de la red de transporte eléctrico.

6. Se desarrollarán esquemas para la gestión de la demanda y se buscará implementar un esquema de almacenamiento

La Secretaría de Energía quiere crear un mercado para almacenamiento, potencia y gestión de la demanda eléctrica similar a los que existen en países desarrollados de Occidente y en algunos países de la región como Chile. Es una propuesta tan ambiciosa como compleja de instrumentar, porque requiere primero que se alinean varias condiciones precedentes que aún son inciertas en la Argentina.

Bonus track: mientras dure la transición de un mercado administrado como el actual al mercado libre que impulsa el gobierno, Cammesa mantendrá la competencia para exportar e importar energía, al menos hasta mediados de 2025.

, Nicolas Gandini

Un equipo de la Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, está trabajando en la reglamentación de la unificación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), una medida que corresponde a la política de simplificación del Estado que se impulsó bajo el paraguas de la Ley Bases. El nuevo organismo se llamará Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad. Fuentes oficiales señalaron a EconoJournal que la cartera energética ya tiene redactado el decreto reglamentario y que se publicará en septiembre en el Boletín Oficial.

De todos modos, en la Secretaría de Energía estiman que el proceso de unificación, que contará con equipos técnicos de ambos entes reguladores, demandará al menos un año. En los hechos, la unificación podría estar efectiva recién para fines de 2025.

Las mismas fuentes indicaron que “la unificación no es de un día para el otro, es un proceso que se hace de manera pausada y ordenadamente. Creemos que nos va a llegar todo el próximo año”.

En el artículo 161 del Capítulo IV de la Ley Bases se crea el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad que “una vez constituido, reemplazará y asumirá las funciones del Enre y Enargas”.

Ni bien asumió en diciembre, el gobierno declaró la emergencia energética y definió intervenir los entes reguladores. En el que regula el gas natural asumió Carlos Casares y en el de electricidad el interventor es Darío Arrué.

Regulaciones y tarifas

El Enre regula el sector de generación, transporte y las distribuidoras Edesur y Edenor con jurisdicción en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Mientras que el Enargas regula los segmentos del servicio público de transporte y distribución de gas de todo el país.

Este año la Secretaría de Energía implementó los aumentos en las facturas de gas y electricidad mediante tarifas de transición. Según el cronograma de ambos entes, el gobierno debería llevar adelante en el segundo trimestre la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).

Sin embargo, hasta el momento no hay definiciones de la Secretaría de Energía ni del Ministerio de Economía que vayan en ese sentido. Incluso, en la actualidad el Palacio de Hacienda a cargo de Luis Caputo y la cartera de Rodríguez Chirillo tienen diferencias para aplicar la actualización de las tarifas de gas y electricidad de manera mensual atada por inflación.

, Roberto Bellato

La compañía metalúrgica y de servicios petroleros Tenaris, perteneciente al Grupo Techint, puso en marcha un nuevo horno Consteel®️ en la Acería del Centro Industrial de Campana, ubicado en la provincia de Buenos Aires, donde la compañía produce tubos de acero sin costura para la industria energética. Esta nueva incorporación que demandó una inversión de U$S 100 millones tiene como objetivo aumentar la producción de acero.

Desde Tenaris precisaron que el horno “permite mejorar la productividad y la eficiencia energética, incrementa la seguridad operativa y disminuir las emisiones de CO2. Este nuevo horno es el primero a nivel mundial del Grupo Techint”.

La tecnología

La sustentabilidad Consteel®️ es un proceso mediante el que se recuperan los gases generados en la fundición del acero, utilizándose para precalentar la chatarra (insumo clave para el proceso productivo). De esta manera, se logra reducir de manera significativa la emisión de CO2 y el consumo de energía eléctrica, según precisaron desde la firma a través de un comunicado.

El presidente de Tenaris para el Cono Sur, Javier Martínez Álvarez, indicó que este miércoles se logró la primera colada del nuevo horno. En esa línea, aseguró: “Arranca una nueva era para Tenaris y la Acería del Centro Industrial de Campana. Este proyecto se ha convertido en un emblema de la ingeniería, innovación, coordinación y trabajo en equipo, características que definen a Tenaris y que demuestran, una vez más, la enorme capacidad que tiene nuestra compañía para impulsar proyectos transformadores”.

En esta nueva adquisición estuvieron involucrados Tenaris, Tenova y Techint Ingeniería y Construcción, compañías del Grupo que lidera Paolo Rocca. En base a esto, Martínez Álvarez aseveró: “Sin dudas este es un éxito industrial que une la sustentabilidad y la excelencia operacional, y marca un antes y un después para la compañía y todo el Grupo Techint en el mundo”.

A su vez, la firma comunicó que, en línea con el objetivo de reducir su intensidad de emisiones de CO2 por tonelada de acero en un 30 % para 2030 y lograr un menor impacto en el medio ambiente, ya se encuentra en funcionamiento el parque eólico Buena Ventura que ahora suministra 103,2 MW de energía renovable a la planta de tubos sin costura Siderca en Campana con energía renovable.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional reglamentó el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a través del decreto 749/2024 publicado este viernes en el Boletín Oficial. La norma precisa cuáles serán los sectores beneficiados, montos de inversión por actividad y qué entiende por Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo. “Se proyecta que permitirá triplicar el nivel de las exportaciones en una década a través de una serie de beneficios impositivos, aduaneros, y cambiarios, de forma de poder competir con los regímenes que existen en la región y en el mundo”, aseguró Economía a través de un comunicado. El sector energético es uno de los que se busca promover con este nuevo instrumento.

Sectores beneficiados

El artículo 167 de la Ley de Bases 27.742 afirma que el RIGI resulta aplicable en proyectos de forestoindustria, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgia, energía, petróleo y gas, pero faltaba precisar qué tipo de proyectos. El artículo 3 de la reglamentación establece que en el caso de petróleo y gas se incentivarán las siguientes actividades:

Construcción de plantas de tratamiento, plantas de separación de líquidos de gas natural, oleoductos, gasoductos y poliductos e instalaciones de almacenamiento;

Transporte y almacenamiento de hidrocarburos líquidos y gaseosos;

Petroquímica, incluyendo la producción de fertilizantes, y refinación;

Producción, captación, tratamiento, procesamiento, fraccionamiento, licuefacción de gas natural y transporte de gas natural destinado a la exportación de gas natural licuado, así como las obras de infraestructura necesarias para el desarrollo de la referida industria; y

Exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa afuera.

La industria había presionado para que se contemplara la explotación y producción de petróleo no solo offshore, pero tal como adelantó EconoJournal, el gobierno descartó esa posibilidad y solo se podrá ingresar al RIGI para proyectos de explotación y producción de gas.

Montos de inversión

El artículo 173 de la Ley de Bases había establecido un monto mínimo de inversión de US$ 200 millones para calificar en el RIGI, pero la norma aclaraba que el Poder Ejecutivo iba a poder establecer diferentes montos mínimos mayores por sector o subsector, o por etapa productiva, siempre que no superaran los US$ 900 millones. En el artículo 29 de la reglamentación incluida en el anexo 1 del decreto 749/24 se mantiene ese monto mínimo de US$ 200 millones para todos los sectores salvo para “petróleo y gas”. En ese caso, hay tres subsectores a los que se les exige montos de inversión mayores:

1) Explotación y exploración offshore: US$ 600 millones.

2) Explotación y producción de gas destinado a la exportación: US$ 600 millones

3) Transporte y almacenamiento: US$ 300 millones

La reglamentación aclara que “la acreditación del cumplimiento del monto mínimo de inversión en activos computables deberá efectuarse en base a los importes efectivamente erogados por el Vehículo de Proyecto Único (VPU). El VPU es la figura exigida para canalizar las inversiones porque lo que busca el gobierno es que las inversiones estén destinadas efectivamente a un proyecto nuevo y las empresas no hagan pasar por este régimen montos que ya vienen desembolsando en sus respectivas actividades.  ´

Otra exigencia es que los componentes del proyecto estén ubicados dentro de un radio máximo de 200 kilómetros con excepción de: a) la infraestructura conexa de transporte, b) los casos en que, excepcionalmente, por no existir la infraestructura adecuada, la autoridad de aplicación disponga ampliar el radio espacial referido y c) los Proyectos de Exportación Estratégica a Largo Plazo, los cuales podrán estar a cargo de más de un VPU.

Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo

La reglamentación establece en su artículo 40 que para que un proyecto pueda calificar como de exportación estratégica de largo plazo debe cumplir los siguientes requisitos:

Posicionamiento internacional. Acreditar que el proyecto podrá posicionar a Argentina como nuevo proveedor de largo plazo en un mercado en el que el país no cuente con participación relevante. Esto último se acreditará cuando al momento de entrada en vigencia de la ley: a) no existiera constancia de exportación de los productos en cuestión desde Argentina, b) pese a existir exportación de aquellos productos, el proyecto permitiría exportarlos a nuevos destinos; o, c) Argentina posea una participación inferior al 10% del mercado global de dichos productos.

Etapas. Detallar la extensión temporal de cada etapa del proyecto y el monto mínimo de inversión comprometido para cada una de ellas, el que no podrá ser inferior a US$ 1000 millones y deberá cumplirse antes de la finalización de cada etapa. En este punto se aclara que si se cumpliera con la inversión del monto US$ 1000 millones para cada una de las dos primeras Etapas, “no será necesario acreditar inversiones mínimas en las etapas sucesivas”.

Porcentaje del monto mínimo a completar en los dos primeros años. Prever para el primer y segundo año, contado desde la fecha de adhesión, el cumplimiento de una inversión mínima en activos computables igual o superior al 20% de los US$ 2000 millones, siendo éste el monto mínimo de inversión aplicable a los Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo.

Múltiples VPU. Acompañar (i) los datos societarios de cada uno de los VPU a cargo del Proyecto de Exportación Estratégica a Largo Plazo y (ii) un compromiso de asunción de responsabilidad solidaria por todas las obligaciones que, conforme al RIGI, resultan aplicables y exigibles a cada VPU adherido al régimen participante en el Proyecto Único con múltiples VPU.

El RIGI otorga beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios e incluye un compromiso para contratar a proveedores locales para la provisión de bienes y obras en un porcentaje equivalente, como mínimo, al 20% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores de bienes y obras durante las etapas de construcción y operación. No obstante, se aclara que la empresa beneficiaria deberá cumplir con ese punto “siempre y cuando, la oferta de proveedores locales se encuentre disponible y en condiciones de mercado en cuanto al precio y calidad”. Las empresas tienen un plazo de dos años para adherirse al régimen.

, Redaccion EconoJournal

Dos semanas después del viaje relámpago de Javier Milei a Santiago para participar de un evento organizado por GasAndes, el gobierno comenzó a liberalizar el comercio exterior de gas natural hacia Chile. En rigor, la Secretaría de Energía oficializó este jueves dos medidas clave que van en esa dirección.

La primera: autorizó la firma de contratos plurianuales —hasta cuatro años— de venta de gas hacia país vecino; uno de los pedidos de las empresas compradoras chilenas (generadoras, distribuidoras y mineras) que reclamaban la firma de contratos con un horizonte de mediano plazo para recuperar la confianza en la Argentina como proveedor de gas después que en 2006 la administración de Néstor Kirchner decidiera incumplir los acuerdos existentes y cortara la exportación hacia Chile.

La segunda: redujo el cupo de exportación medido en volúmenes que se le asignó este año a cada petrolera argentina según las normativas vinculadas al Plan Gas, el esquema regulatorio que asegura hasta 2028 —a través de contratos con el Estado— el suministro de gas para el mercado interno. Algunos productores sostenían, tal como publicó este medio, que la adjudicación de esos cupos individuales para cada empresa limitaba la competencia real entre los productores atentando contra un funcionamiento de libre mercado.

En ese sentido, la cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo indicó —a través de notas enviadas ayer a cada empresa, que no son de acceso público porque no se publican en el Boletín Oficial— que, a partir de enero de 2026, las petroleras que operan bajo el paraguas del Plan Gas sufrirán un recorte del 50% del cupo asignado a cada empresa a través de Nota Nº 387 de la Secretaría de Energía publicada a fines de julio. Eso abrirá espacio, desde la óptica del Ejecutivo, para que exista una mayor competencia entre las petroleras. Además, se habilitó a que petroleras que quedaron fuera de los cupos preferenciales de exportación que otorga el Plan Gas puedan empezar a vender gas hacia Chile.

“A partir de 2025 se reducirá un 50% el cupo que poseen hoy los productores que inyectan más volumen bajo la órbita del Plan Gas. Es decir, si en el verano de 2025 esas petroleras (fundamentalmente Tecpetrol, YPF, PAE y Pampa Energía, entre otras) están autorizadas a vender hasta 9 millones de metros cúbicos diarios hacia clientes chilenos, desde enero de 2026 sólo estarán habilitadas a exportar, a través del sistema de cupos, 4,5 MMm3/día”, explicaron desde una productora. “A su vez, se autorizará a que se pueda exportar por fuera del Plan Gas un volumen de entre 1 y 1,5 MMm3/día, aunque aún no sabemos qué criterio se utilizará para poder acceder a ese mercado”, agregó.

El gobierno estableció que no se puede exportar gas a un precio inferior que el que definió el Plan Gas para los usuarios argentinos.

Lo llamativo es que, de las dos notas enviadas por la Secretaría de Energía, se desprende —a no ser que exista alguna regulación adicional que se conozca en estos días— que el mercado de exportación de gas hacia Chile en verano, que en 2025 despacha hasta 9 MMm3/día de gas desde Neuquén y 3 MMm3/día desde la cuenca Austral—, tiene autorización de la Secretaría de Energía para movilizar unos 5,5 MMm3/día; es decir, menos que ahora. Seguramente, con el transcurrir de los días, el alcance de los cambios que instrumentó el gobierno estarán más claros.

“La decisión se encuadra en los principios de la Ley Bases en términos de que se pretende maximizar la renta del país, garantizar la seguridad del suministro, potenciar el perfil exportador del país y mejorar la balanza de pagos de la República Argentina”, aseguró el Ministerio de Economía a través de un comunicado.

Precios mínimos

Donde no hubo —y aparentemente no habrá— modificaciones es en el sistema de precios mínimos para el gas exportado hacia Chile que está vigente desde el Plan Gas.Ar de 2021. Básicamente, lo que se estableció es que no se pueda exportar gas a un precio inferior que el que definió el Plan Gas para los usuarios argentinos, que ronda los 3,50 dólares por millón de BTU. La decisión, tomada desde una óptica política para busca evitar que se pueda criticar la reapertura de la exportación argumentando que el precio de venta hacia Chile es más barato que el que se abona en el mercado local, complica las chances del gas argentino para disputarle mercado al carbón que se utiliza para generar energía y a la hidroelectricidad, los principales competidores del gas de Vaca Muerta del otro lado de la Cordillera.

La Nota Nº 387 establece, además, que el precio mínimo del gas de exportación no puede ser inferior al equivalente al 5,5% del valor del Brent, una de las cotizaciones del petróleo internacional. Con la cotización actual del barril, el precio mínimo del gas exportado se ubica en torno a los 4 US$/MMBTU. Una fuente de una empresa de generación chilena criticó la decisión del gobierno argentino de utilizar al Brent como referencia del precio de exportación del gas argentino. “El Brent se utilizó en los primeros contratos del GNL (Gas Natural Licuado) para las terminales regasificadoras de Quintero y Mejillones, pero luego demostró no ser una buena referencia porque el precio del crudo está desacoplado de lo que sucede con el mercado global de GNL. La Argentina debería buscar otras referencias de precios si quiere que su gas pueda ingresar al mercado chileno”, agregó.

, Nicolas Gandini

Después de dos horas y media YPF contuvo un incendio en su refinería de la localidad de Ensenada. El fuego había comenzado a las 16:30 de este jueves en una línea de transporte que une el complejo de refinación con la playa de tanques de los productos ya refinados que están por salir al mercado, confirmaron fuentes de la compañía a EconoJournal. No se registraron heridos ni evacuados. La refinería de YPF de Ensenada es la más grande de Sudamérica.

Desde la compañía subrayaron que no hay riesgos de propagación y que se cortaron todas las líneas de abastecimiento. Los equipos de emergencia trabajaron sobre la línea de transporte que se prendió fuego. El siniestro no llegó alcanzó a ningún tanque de almacenamiento.

Las mismas fuentes remarcaron que el incendio no afectó la operación de ninguna de las unidades de la refinería, que continuó produciendo combustibles. Además, como el viento lleva la columna de humo negro en sentido al Río de la Plata, desde YPF aclararon que “no hay riesgo hacia la población”.

Por el incendio se instaló en la zona un móvil de análisis de calidad de aire del Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires “sin que se hayan detectado riesgos en la zona”, indicó la compañía en un comunicado.

En el lugar trabajaron brigadas de bomberos y personal de seguridad propios de la compañía, de los municipios de Ensenada y Berisso y de la Prefectura Naval Argentina. Actúan bajo el Plan de Respuesta ante Emergencias con Impacto en la Comunidad (PREIC), un convenio de seguridad y comunicación que impulsó YPF con los municipios y distintos organismos.

Por último, YPF informó que “conformó un Comité de Crisis en la misma refinería para atender la emergencia y se encuentra en comunicación permanente con las autoridades de seguridad de los municipios y de la provincia de Buenos Aires”.

, Roberto Bellato