Prueba notas programadas
Contenido de la entrada, Esteban
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En un contexto de creciente avance tecnológico y desarrollo sostenible e industrial, la celebración del 74º Aniversario de la Industria Petroquímica en el país representa la contribución significativa que la cadena de valor del sector ha tenido en la mejora de la calidad de vida de las personas. Desde el 26 de agosto de 1950 se celebra el “Día de la 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.
Dado esto, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) que fue fundada en 1949y que en la actualidad representa a 180 empresas asociadas, tiene como objeto representar a las pequeñas, medianas y grandes empresas del sector químico y petroquímico. Desde su origen, hace más de siete décadas, este sector ha sido fundamental en la transformación de los recursos naturales en productos esenciales para la vida cotidiana, abarcando desde plásticos hasta fertilizantes.
En la Argentina, la 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 el mercado internacional, Vaca Muerta nos ofrece la oportunidad para aumentar las exportaciones de ciertos insumos petroquímicos, agregando valor, aportando así divisas a la economía argentina.
Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), afirmó: “Celebramos no solo un aniversario, sino el impacto duradero que la industria petroquímica ha tenido en nuestra vida diaria. A lo largo de estos 74 años, hemos sido testigos de cómo nuestra cadena de valor no solo ha impulsado el crecimiento económico, sino que también ha mejorado la calidad de vida de los argentinos. A su vez, las expectativas de crecimiento acompañando la monetización de los recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta son un pilar fundamental en el desarrollo de nuestro país. Este aniversario es una oportunidad para reconocer el trabajo de todos quienes han contribuido a este éxito y para reafirmar nuestro compromiso con la innovación y la sostenibilidad”.
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 manufacturados tienen contacto directo con nuestra industria (96 de 100). Desde sus inicios, la industria petroquímica ha jugado un papel crucial en la economía nacional, proporcionando productos esenciales que impactan diversos sectores, desde la construcción hasta la medicina y el consumo cotidiano. La evolución de esta industria ha estado acompañada de avances tecnológicos y de sostenibilidad, consolidando a la Argentina como un actor importante en el panorama global petroquímico.
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 la 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.
La Argentina tiene una rica historia de inversiones petroquímicas. La 1° planta petroquímica fue la de Tolueno Sintético en Campana en la década del 40 y la instalación de plantas para suministrar productos sustituyendo importaciones. La 2° ola es la que es consecuencia de la “Promoción de la Industria Petroquímica” en los 60. La 3° es la que permitió construir los polos de Ensenada y Bahía Blanca (1er cracker a etano tomando ventaja de la producción de gas natural y su transporte a Buenos Aires). La 4° es consecuencia de las privatizaciones en la década del 90 y las expansiones del Polo de Bahía Blanca, Neuquén y desarrollos de midstream para separar los gases ricos. La 5° será la consecuencia de monetizar los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, en especial el gas natural y sus componentes ricos (etano y superiores).
“Desde la Cámara de la Industria Química y Petroquímica celebramos no solo lo que representa la industria petroquímica, sino también el compromiso inquebrantable y la visión de todos quienes han contribuido a su crecimiento y transformación. A medida que miramos hacia el futuro, reafirmamos nuestra dedicación a la innovación, la sostenibilidad y el desarrollo continuo, con la firme convicción de seguir construyendo un sector más fuerte y competitivo para el bienestar de la Argentina”, destacaron.
, Redaccion EconoJournal
Salta se encuentra en la antesala de un crecimiento económico sin precedentes, impulsado por su pujante industria minera, y su crecimiento se refleja en los números. Entre enero y mayo de 2024, las exportaciones mineras de la provincia alcanzaron los US$ 100 millones, impulsadas mayormente por la producción de la mina de oro Lindero y, en menor medida, por los boratos, según un reporte de la Secretaría de Minería de Nación. Aunque el sector minero sigue siendo el segundo más importante en términos de exportaciones, detrás de la agricultura, Salta logró posicionarse como la quinta provincia argentina en exportaciones mineras.
Las empresas de tecnología, en este contexto, son de las más demandadas. La capacidad de profesionalizar y de acelerar el trabajo en el área son dos servicios clave para acompañar el crecimiento de la industria. Avancargo, una plataforma logística 4.0 que une a dadores de carga con transportistas para hacer la gestión más eficiente, es una de las que recientemente puso un pie en Salta de la mano de expertos locales y con una oficina propia, para dar respuesta a esta demanda, según precisaron desde la firma.
La industria avanza, pero encuentra algunos desafíos en el camino que las empresas de tecnología pueden resolver. Los retos varían mucho según el tamaño y la etapa en la que se encuentre el proyecto de cada empresa. Para aquellas que ya están en operación o en proceso de construcción, uno de los desafíos principales está en garantizar la seguridad de sus transportes. Cada vez son más los camiones en las rutas de la provincia que circulan por caminos hostiles donde, generalmente, no hay señal telefónica. En segundo lugar, la reducción de costos es fundamental para garantizar la rentabilidad del proyecto en una industria donde cada dólar por tonelada marca la diferencia.
Por otro lado, aquellas empresas que están en fase de desarrollo encuentran un desafío en la formación de equipos. La escasez de talento especializado no solo dificulta la operación, sino que genera que muchas veces lo más conveniente sea tercerizar por completo la formación de un área de logística o supply chain.
“Hoy hay un desafío en la profesionalización de toda la cadena de valor de la industria minera, que se fue desarrollando de manera más amateur, obviamente con excepciones. Desde Avancargo venimos con una propuesta novedosa, tecnológica, flexible, aliándonos con los distintos eslabones locales que integran la cadena, para sumar el conocimiento de quienes saben mejor que nadie cuál es la realidad de la zona”, explica Agustín Vido, Strategic Supply Chain Advisor en Avancargo, basado en Salta, con más de 25 años de experiencia en logística y 12 años trabajando en la industria minera del NOA.
La startup de logística que ya trabaja con más de 100 clientes en todo el país y que recientemente desembarcó en Chile, ahora pone foco en el norte argentino para dar respuesta a los desafíos del sector. Uno de los primeros desarrollos de la compañía consistió en crear una solución a medida de las particularidades de la puna pensada especialmente para evitar accidentes y proteger a los transportistas.
“Los caminos de cordillera son complejos y en la industria se mueve mucha carga. Nuestro principal cliente minero necesitaba minimizar ese riesgo, pero no había una solución que se amoldara por completo a esta necesidad. En función de eso fuimos desarrollando un nuevo producto en conjunto y pusimos en marcha una Torre de Control, y desarrollamos el módulo de Safety para comenzar a medir la manera de conducción de los choferes”, explica Franco Díaz, COO de Avancargo, empresa que además estará presente en la edición 2024 de Argentina Mining, que se realizará del 28 al 30 de agosto en la ciudad de Salta.
Como resultado, se creó un ratio de “exceso de velocidad” que mide la cantidad de alertas en relación a los kilómetros recorridos. Gracias a este desarrollo, bajó más de un 90 % la cantidad de excesos de velocidad en ruta desde enero hasta la fecha. Este ratio se desglosa por transporte y chofer, pudiendo ejecutar medidas correctivas sobre las entidades que tienen este ratio más elevado. Hasta la fecha trabajaron con 24 proveedores de transporte distintos que representan 270 camiones y más de 700 viajes por mes.
Esta tecnología aplica para distintos tipos de operaciones, desde cal hasta litio, carbonato de sodio, cargas generales y peligrosas o transporte de pasajeros.
Mientras resolvemos problemáticas de seguridad vial, logramos digitalizar las operaciones logísticas brindando monitoreo de viajes en tiempo real (sin necesidad de un dispositivo ad hoc, se utilizan los dispositivos ya instalados de cualquier empresa de seguimiento satelital) y gestionando conjuntamente el control de los requerimientos documentales de las empresas de transporte, brindando visibilidad 360 de toda la logística en curso y midiendo la huella de carbono de cada viaje de forma automática, comenta Emmanuel Estabre, Head de Control Tower de la compañía.
“Queremos ser un instrumento de impacto social y económico para las comunidades locales, sobre todo para las empresas chicas. La gran oportunidad está en que, la que hoy está en construcción y pase a producir, encuentre un equipo de trabajo con probada experiencia, una plataforma tecnológica robusta pensada para minería y otras industrias y la ventaja de ser una solución local. Avancargo es un intermediario que optimiza todo eso”, concluye Díaz.
La provincia ya superó con éxito la etapa de exploración y entró de lleno en la construcción de yacimientos, un avance que se espera que posicione a Salta como una provincia minera de peso en los próximos años. Todo este panorama genera un fuerte interés, no sólo por parte de multinacionales que llegan para trabajar los recursos de la provincia, sino de todo un ecosistema de empresas nacionales dispuestas a dar soporte al desarrollo minero que vendrá en el corto plazo.
Uno de los pilares del crecimiento minero en Salta es la diversificación de sus proyectos. Además de la mina de oro Lindero, que produce alrededor de 110.000 onzas de oro anuales, con exportaciones valuadas entre US$ 220 y 230 millones, la provincia está desarrollando tres importantes proyectos de litio, según datos de la Cámara de Minería de Salta, uno de ellos, entrando en producción, se trata de la empresa Eramine Estas iniciativas, en pleno proceso de construcción, emplearán a unos 300 trabajadores directos cada una, una vez que estén operativas.
Sin embargo, el proyecto más ambicioso de Salta es Taca Taca, una mina de cobre que promete revolucionar la economía provincial. Con una inversión estimada de US$ 3600 millones, su construcción generará entre 5000 y 6000 empleos, y en su fase de producción se espera que emplee a 2700 trabajadores directos. Se proyecta que Taca Taca produzca 1 millón de toneladas anuales de concentrado de cobre, con exportaciones que podrían superar los US$ 2000 millones anuales.
Además, tras el anuncio sobre la adhesión de la provincia al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el panorama para la inversión minera luce más que prometedor. Se espera que esta adhesión abra la puerta a inversiones que podrían alcanzar los US$ 9000 millones, lo que consolidaría a la provincia como un actor clave en la minería a nivel nacional e internacional.
, Redaccion EconoJournal
El «Foro Hidrógeno Verde: condiciones para su desarrollo», organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina, se llevará a cabo el próximo viernes 30 de agosto en El Calafate. Contará con la participación del gobernador Claudio Vidal, así como ministros y otros funcionarios provinciales y nacionales, incluyendo representantes de ambas cámaras del Congreso Nacional y más de 20 empresas con inversiones en la provincia patagónica.
Además, estarán presentes representantes de la delegación de la Unión Europea en Argentina, la embajada de Alemania y la embajada de Países Bajos y las principales cámaras de energía, entre algunos de los invitados de alto nivel.
El evento se desarrollará a través de presentaciones y paneles, cuyos ejes serán: la cooperación internacional para el impulso del hidrógeno verde, el desarrollo de la industria renovable y el despegue del hidrógeno verde en la Argentina, el marco regulatorio, el desarrollo industrial y las oportunidades de inversión y empleo para las provincias.
El hidrógeno verde ofrece una oportunidad de exportar la energía renovable que se produce en el país a otras regiones. Al respecto, Juan Carlos Villalonga, representante de la PlataformaH2 Argentina, aseguró que: “La Argentina tiene la oportunidad de ser un proveedor confiable de hidrógeno verde en la transición energética global, pero debe moverse rápido. Necesitamos un marco regulatorio que promueva inversiones y una hoja de ruta clara, porque el mercado del hidrógeno será muy competitivo”.
El encuentro se llevará a cabo desde las 9 hs. en el Hotel Posada Los Álamos – calle Ing. Guatti 1135- de la ciudad de El Calafate. La inscripción previa es a través del siguiente link https://url1.io/BNomm
, Redaccion EconoJournal
La UTE Techint -Sacde culminó esta semana los 100 kilómetros de la reversión del Gasoducto Norte, la obra de infraestructura que permitirá reemplazar el gas de Bolivia y abastecer a las provincias del norte argentino desde Vaca Muerta.
La unión de empresas constructoras informó que la construcción tuvo como principal desafío la ejecución de más de 36 cruces especiales, como rutas provinciales, arroyos y ríos. Allí, las empresas alcanzaron en forma anticipada la condición de Apto para Funcionar (APF), adelantando las fechas previstas en el contrato y sus condiciones vigentes.
Durante el pico de la obra fue necesario el trabajo de más de 1100 personas y el traslado de más de 500 equipos de construcción. Para su desarrollo se transportaron más de 8000 tubos de 12 metros desde Buenos Aires a Córdoba, lo que equivale a más de 2000 viajes de camiones, que recorrieron más de 1.300.000 kilómetros sin incidentes.
Los renglones 2 y 3 a cargo de la UTE contemplaban 100 kilómetros de gasoducto de 36 pulgadas, desde la localidad de La Carlota hasta las cercanías con Villa María. Previo a esta etapa, un sistema de soldadura automática redujo los tiempos de ejecución y permitió la culminación de los trabajos en tiempo récord, en línea con los plazos contractuales previstos, según destacaron desde las compañías.
La ejecución fue realizada para la estatal Enarsa, bajo la modalidad de contrato EPC (ingeniería, suministros y construcción). Durante la construcción del ducto se alcanzó un promedio de tres kilómetros diarios (4059 soldaduras en 41 días) de avance en la cuadrilla de soldadura ejecutadas en un solo frente.
Estos sistemas (soldadura automática y la planta de doble junta), utilizados en simultáneo por primera vez en el país por la UTE en el Gasoducto Néstor Kirchner, posibilitaron realizar una mayor cantidad de soldaduras por día, minimizar errores y dar previsibilidad al ritmo de producción.
La obra permitirá reemplazar los volúmenes de gas que se importan desde Bolivia, que está en declino productivo, por gas no convencional de Vaca Muerta. Se abastecerá a nuevas industrias y hogares de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy. También se potenciará el desarrollo a escala de nuevas actividades productivas, especialmente la minería de litio.
, Mauricio Luna
La infraestructura y los suministros son clave para que las operadoras puedan dar el salto productivo y exportador en el desarrollo de Vaca Muerta. La industria de oil & gas tiene el desafío de hacer más eficiente la cadena de valor para concretar los grandes proyectos de evacuación de la producción de petróleo y de gas y poder llegar a distintos mercados en el mundo. Así lo afirmaron Guillermo Murphy y Nicolás Scalzo, directores de Supply Chain de Tecpetrol y Pluspetrol, respectivamente, en el Supplier Day, un evento organizado por EconoJournal que se realizó este miércoles en el Club Hípico Alemán de la Ciudad de Buenos Aires.
Si bien el desafío en la cadena de valor en Vaca Muerta es general, ambos directivos coincidieron en poner un foco en la infraestructura en el norte de la provincia de Neuquén porque -afirmaron- todavía es muy precaria para el aumento del desarrollo de las áreas. También subrayaron que faltan compañías locales que incursionen en desarrollar servicios más complejos y en tecnología.
Los directivos debatieron sobre las oportunidades que habilita la expansión de la infraestructura en el desarrollo de Vaca Muerta. Coincidieron en que en los próximos años se van a sumar más equipos de perforación y fractura a la cuenca Neuquina, pero advirtieron que el sector tiene que ser más competitivo y con una cadena de valor más eficiente para alcanzar los mercados más mercados de exportación.
Murphy resaltó que “el objetivo final de llegar en 2030 con exportaciones por US$ 30.000 millones anuales de Vaca Muerta está muy claro. El desafío es cómo unimos en el punto donde estamos hoy con ese objetivo de exportaciones o con el proyecto de GNL y llegar a la producción de 1.500.000 barriles diarios de petróleo”.
Por su parte, Scalzo afirmó: “Como industria veo dos aspectos relevantes: una tiene que ver con los proyectos de evacuación. Es decir, cómo hacemos para evacuar y vender lo que producimos. Y, la otra, es el costo por pozo, que es clave en el desarrollo de Vaca Muerta y todavía tenemos un camino enorme por recorrer”.
En el evento organizado por EconoJournal participaron directivos de compañías de servicios de pozo, proveedores de herramientas y tecnología, representantes de la industria metalmecánica y líderes de empresas productoras de hidrocarburos en Vaca Muerta.
El directivo de Tecpetrol adelantó que “la compañía está trayendo en el próximo mes un equipo nuevo. El año que viene vamos a tener en Vaca Muerta un poco más de 40 equipos operando y 12 set de fractura. El desarrollo del GNL y la evacuación de petróleo por el Atlántico va a demandar en 2028 o 2029 más de 55 equipos trabajando muy eficientemente”.
En tanto, Nicolás Scalzo de Pluspetrol advirtió sobre los riesgos que hay en materia de infraestructura: “Si se dan todos los proyectos de evacuación como el GNL, el oleoducto Vaca Muerta Sur y el proyecto Triplicar de Oldelval, el GNL a Chile y el gas a Brasil, los próximos años van a ser muy estresantes para la cadena de valor de Vaca Muerta”.
Por último, Murphy señaló que “tenemos que llegar competitivos a vender GNL en el mercado asiático y en el europeo. Haciendo la cuenta para atrás, esto exige una eficiencia de la cadena de valor que hoy todavía no hemos alcanzado”.
, Roberto Bellato
Rubén Etcheverry, ministro de Infraestructura de Neuquén, aseguró que “hace falta invertir US$ 1000 millones para tener una infraestructura adecuada para el desarrollo de Vaca Muerta”. El funcionario sostuvo que la cifra equivale al 1% de los US$ 100.000 millones que las petroleras podrían llegar a desembolsar en la formación durante los próximos 10 años. “Son inversiones que se recuperan con el ahorro, con la garantía del suministro y en todos los casos generan un gran impacto ambiental positivo”, sostuvo en apertura del Supplier Day organizado por EconoJournal.
“En una primera etapa de obras previstas para el desarrollo de Vaca Muerta, decidimos focalizarnos en la red vial integral, la provisión de agua industrial y las redes eléctricas. Ya reunimos toda la información para empezar a trabajar en estos tres grandes ejes”, especificó.
Ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry.
Para cerrar el anillo eléctrico, anticipó, se impulsa la instalación de cerca de 400 megawatts de potencia. “El Circuito Petroca está transportando en estos momentos unos 6 millones de toneladas anuales de arena en camiones, mientras que para la Red Azul proyectamos una capacidad estimada de 30 millones de metros cúbicos por año”, cuantificó.
El impacto de la falta de infraestructura en Vaca Muerta, advirtió Etcheverry, es muy significativo en términos de eficiencia. De acuerdo con sus cálculos, ir desde Neuquén hasta Rincón de los Sauces pasando por Añelo hoy implica más de una hora de demora. “El gasto extra del vehículo, entre tiempos del chofer y consumo, para un total de 5.000 unidades, aunque ya se encuentran circulando muchas más, está tasado en 22 millones de dólares por año”, detalló.
Pavimentar 100 kilómetros de asfalto que actualmente son de tierra, prosiguió, daría lugar a un ahorro de US$ 50 millones anuales. “Estos valores no pueden dejarse de lado cuando se piensa, por ejemplo, en la construcción de un gran proyecto de Gas Natural Licuado. Son costos que no pueden cargársele al comprador final”, señaló.
Entre Midstream y Upstream, sostuvo, las inversiones en Vaca Muerta programadas para esta temporada suman US$ 10.000 millones. “Si se contemplan los US$ 500 millones que cuesta el Circuito Petroca, los US$ 250 millones del anillo eléctrico, los US$ 100 millones de la Red Azul y unos US$ 150 millones por costos financieros e imprevistos, puede decirse que el presupuesto de obras es de US$ 1.000 millones. O sea que tener una infraestructura adecuada en estos rubros debemos invertir un 1% de los US$ 100.000 millones que se invertirán en la formación durante los próximos 10 años”, comparó.
Etcheverry detalló la inversión que se necesita en Vaca Muerta.
“¿A quién le toma hacer esta infraestructura?”, se preguntó Etcheverry. En 2008, recordó, se dio inicio a la “aventura” de Vaca Muerta, tratando de suscitar el interés de empresas extranjeras. “Desde entonces aprendimos que no sirve de nada echarnos culpas entre actores públicos y privados, sino que todos somos responsables, tal como quedó claro con las demoras del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) o la Red Azul, inicialmente planteada en 2012 y aún pendiente de ejecución”, cuestionó.
Hay muchos antecedentes exitosos de articulaciones para pensar y construir infraestructura, afirmó, tales como el Clúster Shale 2012-2013, donde ya se postulaba la necesidad de un Corredor Logístico, la citada Red Azul, la Mesa de Trabajo del Ministerio de Economía durante la gestión presidencial de Mauricio Macri y las distintas comisiones del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), entre otros ejemplos.
Etcheverry remarcó que Neuquén tiene una multiplicidad de obras en marcha, otras en vías de financiación y otras en reactivación, dentro de un esquema donde el Gobierno nacional se ha retirado completamente. “Hay rutas nacionales en nuestra provincia donde se registran 17 muertes por año por falta de inversión. Por eso solicitamos hacernos cargo de su mantenimiento vial a través del cobro de peajes”, criticó.
Etcheverry fue el primer expositor del Supplier Day.
En el Circuito Petroca, subrayó, se dio inicio al proyecto de by-pass de Añelo, que permitirá que todos los camiones pasen por el centro de Vaca Muerta, lo que hoy prácticamente constituye una travesía urbana. “El grado de avance se sitúa entre u 30% y un 40%”, estimó.
Hay una importante iniciativa privada de Vista y otras dos firmas, remarcó, para hacer el resto de la circunvalación de Añelo. “La idea es asfaltar la ruta provincial 8, el denominado ‘Camino de la Tortuga’ y la ruta provincial 17. Estamos analizando la propuesta, tratando de incorporar más empresas”, aseguró.
Con aportes de YPF, ponderó, se encaró la repavimentación completa de la ruta 5, que era casi intransitable. “El emprendimiento estará listo en dos meses”, adelantó.
También comenzaron las obras de los dos puentes de Aguada Colorada y Punta Carranza, destacó, para evitar los cortes cada vez que llovía torrencialmente. “Su concreción se dará en un lapso de entre 12 y 18 meses”, prometió.
En definitiva, resumió, hay una gran interdependencia entre los esfuerzos públicos y los privados. “Las empresas privadas están más focalizadas en la infraestructura del Upstream y del Midstream, mientras que a nosotros nos toca priorizar la agenda vial, ferroviaria, eléctrica a hídrica. Las rendiciones de cuentas también son distintas: las firmas tienen control interno, en tanto que los estados, control externo (y, en última instancia, se define en elecciones)”, diferenció.
Entre las similitudes, acotó, figuran las trabas burocráticas, la cultura de no premiar el cambio o el éxito, la preponderancia de la logística en la definición de costos y los problemas de imagen en relación con la actividad petrolera. “Aunque parezca increíble, Vaca Muerta tiene mala prensa entre los neuquinos. En gran medida eso obedece a la falta de infraestructura que impacta en la circulación vial, la carencia de servicios básicos y la aparición de ‘otros servicios’ (el narcomenudeo, el juego y la prostitución), y el crecimiento de la inflación, entre otros factores. Apuntamos a revertir esta percepción a partir de ecosistemas de integrabilidad, potenciando la eficiencia con más y mejor infraestructura”, concluyó.
, Redaccion EconoJournal
El desarrollo competitivo de la producción de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta es una realidad gracias al trabajo codo a codo entre las petroleras y sus proveedores. El desafío ahora pasa por cómo hará la cadena de valor para acompañar un crecimiento de la producción que será vertiginoso e incluso proyectar la exportación de bienes y servicios para la industria petrolera global. A esa conclusión arrimaron representantes de empresas proveedoras de bienes y servicios y de empresas productoras de hidrocarburos en el Supplier Day organizado por EconoJournal.
Los representantes expusieron sus miradas en dos paneles sobre Optimización y Competitividad. La primera parte se nutrió del aporte de tres miradas desde distintos sectores sobre los desafíos relativos al desarrollo de cadenas de valor competitivas.
El ex presidente de Toyota Argentina y presidente de FUNDECE, Daniel Herrero, repasó el trabajo realizado en la filial de la automotriz japonesa con los proveedores locales para que sus vehículos sean competitivos en los mercados globales. “Entendimos que para poder crecer de manera sustentable y exitosa uno tiene que crecer de manera equilibrada con la comunidad que interactúa. No es solo la ciudad donde estas localizado sino tu cadena de valor, tu sindicato, tu gobierno. Tuvimos que salir a apoyar esa cadena de valor porque sin nuestro objetivo de 50% de contenido local no podíamos salir adelante”, sintetizó Herrero.
En una línea similar se expresó el ministro de Economía y Gestión Pública de Córdoba, Guillermo Acosta, sobre la relevancia de trabajar el vínculo entre el sector público y privado. Acosta lo ejemplificó con los resultados cosechados en el clúster de petróleo y gas en su provincia. “Cuando arrancamos con el clúster de petróleo y gas en Córdoba, la cantidad de empresas era muy poquita, eran todas metalmecánicas. Ese cluster hoy creció, son más de 100 empresas”, dijo. Añadió que el desafío actual es la integración de los proveedores cordobeses en las cadenas internacionales de valor.
A su turno, el director de Supply Chain de Techint Ingeniería y Construcción, José Ferreiro, observó los desafíos que la cadena de valor aún debe afrontar. “Tenemos una fuerte escasez de recursos humanos en todos los niveles. Para el gasoducto Néstor Kirchner hemos usado más de 30.000 horas de capacitación, como operarios de equipos pesados y soldadores, pero no se pueden capacitar ingenieros”, destacó Ferreiro. “La complejidad que se viene es enorme, no nos va alcanzar el sistema industrial, los equipos de construcción y los recursos humanos”, añadió.
Mirando hacia el futuro y el abordaje de esos desafíos, el representante de Techint explicó el trabajo que vienen realizando en la digitalización de procesos productivos. “Estamos empezando a usar inteligencia artificial de tres tipos, tenemos más de 30 bots que liberaron tiempo a la gente de hacer tareas rutinarias, ahora las hacen los bots, y tenemos dos iniciativas de machine learning que ya están funcionando y que también liberan el tiempo de la gente”, explicó.
El diálogo fue continuado en una segunda parte por representantes de empresas proveedoras y de petroleras. El Supply Chain Manager Argentina de Shell, Lenin Briceno explicó cual es el enfoque de trabajo con la cadena de valor para la industria petrolera en el país. “Este año hicimos mucho trabajo a nivel interno y también con constructores de desarrollar un plan para las pymes, que va a más a profundidad en cómo nos enfocamos a largo plazo a desarrollar la industria con nuestra ayuda a nivel mundial en la parte de seguridad, en la parte operacional, en la parte de los costos”, contó Briceno.
Por otro lado, el vicepresidente para Latinoamerica de Proshale, Christian Cerne explicó que la compañía en los últimos dos años logró reemplazar con producción nacional casi el 60% de los insumos que importaba. También destacó el trabajo recientemente realizado con Shell proveyendo herramientas para un pozo especial. “Shell se nos acercó con un desafío, querían completar el pozo de ramal lateral más largo. Ahí nuestras herramientas cumplen un rol bastante importante, son las que ayudan a que el coltubing llegue al fondo en pozos tan desafiantes. Ese pozo terminó completándose en un plan, en una sola carrera, a 7500 metros. Ese pozo se llegó al fondo con herramientas que fueron diseñadas en Neuquén, que fueron fabricadas con partes entre Neuquén y Córdoba”, contó el ejecutivo.
A su turno, el represente de Flargent, Jaime Arias, explicó el trabajo que la empresa esta realizando como parte del grupo Medanito en materia de emisiones directas, indirectas y fugitivas en las operaciones petroleras. “Estamos desarrollando unas unidades de control de emisiones para Pan American Energy, en la cual se toman venteos fríos de deshidratación, de una torre deshidratadora, en los cuales esos venteos fríos tienen vapor de agua y metano. En vez de tirarlos a la atmósfera, los tomamos, los condensamos, los separamos y los quemamos. Eso nos permite reducir de 7.000 toneladas al año de dióxido de carbono equivalente, a más o menos 1.000, con lo cual hay 6.000 toneladas de ahorro», explicó.
Finalmente, el director comercial de Loginter, Pablo Canessa destacó como la empresa logró ayudar a YPF en su integración logística con unos 1500 proveedores tanto locales como internacionales, lo cual implica un trabajo de trazabilidad de más de 30.000 artículos diferentes. “Para gestionar toda esta complejidad, Loginter propuso una iniciativa que es un modelo de integración logístico. Este modelo es una combinación de ciertas iniciativas y mejores prácticas de otras industrias. Trajimos prácticas de la industria automotriz, trajimos prácticas del consumo masivo, pero siempre adaptadas a los requerimientos complejos de la industria energética», explicó.
, Nicolás Deza
De la mano de Vaca Muerta, la Argentina confía en extraer diariamente más de 1 millón de barriles de crudo, además de materializar un mega proyecto exportador de gas natural licuado (GNL), entre otras metas. Frente a previsiones tan ambiciosas, las empresas involucradas se ven obligadas a repensar su articulación operativa. Ése fue el centro del debate en el panel Integración inteligente de los actores en la industria de Oil & Gas del Supplier Day, espacio del que participaron Daniel González, secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene); Mauricio Cordiviola, director de Operaciones de Camuzzi; Eduardo Borri, presidente de Bertotto Boglione; Sergio Schiavoni, CEO de Geopatagonia; Sebastián Martinovic, director comercial y de Operaciones de Aercom.
Todo el entramado de empresas neuquinas, desde las más pequeñas hasta las de mayor envergadura, se encuentra nucleado en Fecene. A decir de Daniel González, la idea es potenciar el trabajo en conjunto con el Estado provincial a través del Centro PyME-ADENEU para que una buena parte de la renta de Vaca Muerta quede en Neuquén.
Estamos hablando, según el directivo, de recursos no renovables cuya ventana de explotación no supera los 30 años en función del compromiso asumido con las generaciones futuras de promover una reconversión productiva. “Más allá de que también tengamos turismo y actividad vitivinícola, no queremos que nos suceda lo que le pasó a Estados Unidos con la fiebre del oro, cuando los pueblos eran abandonados una vez que se acababa el recurso”, aseguró.
A partir de esa lección de la historia, resaltó, casi todos los empresarios neuquinos vienen reinvirtiendo en turismo, olivos, fruticultura y otros rubros de desarrollo provincial. “Vale aclarar que no estamos cerrados al ingreso de compañías de otras procedencias, todo lo contrario. Fecene tiene unas 600 empresas con 33.000 trabajadores involucrados, pero no podremos dar abasto solos. La actual producción de Vaca Muerta, que es de 400.000 barriles diarios, en dos años probablemente llegará a 1 millón de barriles. Y los actuales 100 millones de metros cúbicos gas no serán suficientes para abastecer a la proyectada planta de gas natural licuado. Los desafíos a sortear son realmente enormes”, calificó.
Distintos referentes de la industria participaron del panel Integración inteligente de los actores en la industria de Oil & Gas.
A tono con la visión de una amplia demanda insatisfecha a nivel sectorial, Mauricio Cordiviola, director de Operaciones de Camuzzi, se refirió a las acciones encaradas en los últimos años por la empresa para abastecerse de soluciones que no estaban disponibles en el mercado, sobre todo en algunos puntos del sur del país. “En virtud de nuestro ADN, nuestra capacidad técnica y la amplitud geográfica de nuestra cobertura, nos propusimos ser nuestra propia proveedora de servicios. Hoy podemos decir, después de tres años de organizarlo bien, que tenemos entre cuatro y cinco líneas definidas de prestaciones para la industria del Upstream”, ponderó.
En ese sentido, especificó, la empresa se encuentra realizando muchos trabajos de gerenciamiento, ingeniería y -en algunos casos- construcción de cañerías y plantas. “De hecho, estamos ejecutando la ingeniería del gasoducto que abastecerá a la meseta de Añelo, colaborando con las municipalidades de Plaza Huincul y Añelo en la repotenciación de ambas localidades”, detalló.
Otra labor interesante, expuso, pasó por la puesta en servicio de la Línea Sur junto con el Gobierno de Río Negro para llevar gas a casi 4.000 familias. “Asimismo, estamos evaluando la construcción de equipos y cañerías para empresas productoras”, acotó.
Con sede en Cañadón Seco y Comodoro Rivadavia, agregó el ejecutivo, hay una línea de trabajo adicional que nació para mantener activos de calentadores y vaporizadores, y hoy los construye. “Asimismo, brindamos servicios de Hot Tapping a distintas compañías. Estamos orgullosos de nuestro Laboratorio de Medición en Bahía Blanca, focalizado en las necesidades del polo petroquímico. Y seguimos acumulando expertise y creando innovaciones en materia de combustibles distribuidos”, completó.
Mejora continua
Es clave preguntarse continuamente cuáles son las exigencias del mercado y cómo las mismas pueden correctamente ser atendidas. Así lo aseveró Eduardo Borri, presidente de Bertotto Boglione, una firma inicialmente orientada a la fabricación de tanques para estaciones de servicio que con el correr del tiempo incorporó y reforzó la provisión de soluciones de ingeniería, con énfasis en el almacenamiento y transporte de líquidos y sólidos.
No hay dudas, admitió, que acompañar el desarrollo del GNL terminará siendo un gran desafío para la organización. “Aunque no nos atañe cómo ser competitivos en la evacuación del recurso, sí tendremos como reto asociado la toma de ese GNL para su almacenamiento y distribución a diferentes zonas que carecen de acceso a un combustible tan amigable con el medio ambiente. Es por ello que este año estamos completando inversiones de entre 4 y 5 millones de dólares para ampliar nuestra infraestructura de producción. Somos actualmente un grupo de 1.300 personas y vamos a tomar unos 100 profesionales para desempeñarse en equipos de transporte”, anticipó el directivo, quien también resaltó el añadido de skills en torno a la Inteligencia Artificial (IA) y al reconocimiento de imágenes, entre otras alternativas.
Si hay algo que no puede permitirse esta industria, alertó, es conformarse con lo existente. “Además de mantener y fortalecer a los proveedores actuales, hay que traer nuevos jugadores al mercado”, enfatizó.
Surgida como una proveedora de servicios centrada en las particularidades de la Cuenca del Golfo San Jorge que supo desempeñarse en distintos puntos del país y del exterior, Geopatagonia está desembarcando en Neuquén con la reciente inauguración de una base operativa. “Esto es simple: hoy el que quiere dedicarse a la industria de Oil & Gas tiene que estar en Vaca Muerta”, sentenció Sergio Schiavoni, CEO de la empresa.
Una de las grandes amenazas para el desenvolvimiento del negocio, analizó, tiene que ver con la falta de pequeñas y medianas empresas (PyMEs) prestadoras de labores especiales. “De todos modos, no creo que se trate de un problema sin posibilidad de solución. Por nuestra parte, hay que decir que no somos una firma tan chica. Tenemos ocho equipos de bombeo para segmentación y varios Coil Tubing, aparte de contar con un personal de 250 profesionales que incluye a más de 30 geólogos y más de 15 ingenieros. Y como nuestro caso, por cierto, hay muchos otros”, sostuvo.
Sería deseable, a su entender, mejorar la integración entre operadoras y fabricantes de elementos. “Hay que charlar un poco más, pero estamos preparados para avanzar rápidamente”, remarcó.
No menos relevante, opinó, debería ser la ampliación del acceso crediticio. “Nuestras firmas no acceden a financiamiento externo y padecen la falta de créditos a largo plazo en el plano interno. Pero este pedido no se limita al Gobierno o a los bancos: muchas veces las operadoras podrían respaldarnos para que nos terminemos beneficiando todos”, exigió el empresario, quien también aludió a la necesidad de optimizar las certificaciones locales, el transporte y las importaciones.
Con dos décadas de trayectoria en la industria, Aercom ofrece soluciones de energía a través de distintas tecnologías innovadoras y ambientalmente amigables, tal como lo definió su director comercial y de Operaciones, Sebastián Martinovic. “Diseñamos y fabricamos en el país equipos destinados a mejorar las emisiones y la huella de carbono. Estas unidades, que hoy están siendo muy requeridas, toman gases de vapores de tanques o de distintos puntos de emanación de procesos para promover su recuperación en lugar de su envío a una antorcha o unidad de venteo. Se trata de una tecnología existente hace bastante tiempo, pero que adquirió un mayor desarrollo en la actualidad”, especificó.
Esta temporada, reconoció, significó un crecimiento vertiginoso para la compañía. “Pudimos triplicar nuestra capacidad productiva con distintos puntos de fabricación y de ensamble, sorteando dificultades relacionadas con las importaciones de diferentes materiales. Estamos muy contentos con los logros registrados, pero apuntamos a sostener esta expansión en el tiempo. Venimos dialogando permanentemente con las petroleras en las diversas mesas de trabajo, viendo que hay muchos proyectos de gran envergadura en carpeta, cuya concreción tendrá una enorme incidencia en el nivel de actividad”, anticipó.
Dentro de la cadena de valor sectorial, precisó, Aercom se caracteriza por priorizar la planificación para anticiparse a los plazos de obras previstos. “Desde nuestra base en Neuquén, garantizamos el mejor soporte y seguimiento de los equipos. Estamos apostando fuerte por la actualización tecnológica con nuestra plataforma de monitoreo 4.0 e impulsamos la capacitación de recursos humanos para desenvolvernos en un mercado cada vez más exigente y desafiante”, concluyó.
, Redaccion EconoJournal
BLC Power Generation, una de las empresas de BLC Global, amplió su presencia a más de 600 plantas, ha instalado más de 30 gigawatts (GW) de capacidad. Además, su equipo de soporte técnico ha brindado asistencia a plantas por más de 13 GW. La compañía ha optimizado la gestión y monitorización de más de 1 GW de activos gracias a que posee distintos proyectos en el segmento de energías renovables como el Ecoparque Solar de la Refinería de Ecopetrol, en Colombia. Se trata del primer parque solar construido dentro de una refinería.
Para el desarrollo de este parque, BLC Power Generation trabajó junto a Ecopetrol, ABB, Sonepar, PowerChina y la propia Refinería de Cartagena para hacerlo posible. En su inauguración estuvieron presentes el presidente Gustavo Petro y el ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho Morales.
Está equipado con 40.146 paneles solares y cuenta con la capacidad de producir más de 22 GWh de energía renovable al año, equivalente al consumo de 18.200 hogares colombianos. Además de aumentar la capacidad energética del país, esta nueva planta solar se destaca por su impacto positivo en el medio ambiente y la economía local, al reducir notablemente las emisiones de CO2 de la refinería en aproximadamente 21.000 toneladas anuales, según detallaron.
El proyecto se llevó adelante con el objetivo de reemplazar parcialmente el uso de energía térmica por energías renovables. “La planta requiere un control integral, que se logra a través de la suite de soluciones Optimum PG -un sistema de gestión de energía-, junto con otros sistemas, garantizando así un correcto funcionamiento”, indicaron.
«Coordinar y vincular los sistemas de control existentes con las nuevas tecnologías de potencia, datos, comunicación, redes y ciberseguridad en un entorno de refinería ha sido un gran desafío técnico. Trabajamos junto a más de 10 proveedores alineando tareas y compartiendo experiencias”, expresó Andrés MacGuire, gerente de Proyectos.
Además, el ejecutivo indicó: “Ser parte del primer parque solar dentro de una refinería en Latinoamérica, representó un hito muy importante en la transición de la matriz energética en Colombia, de la cual nos enorgullece formar parte».
A su vez, la compañía cuenta con otras iniciativas como el Parque Híbrido de la Central Térmica Manantiales Behr de YPF Luz en la Argentina y la Microgrid Híbrida del Campus Thomas Aquinas College, trabajado en colaboración con Tesla y Capstone Green Energy en Estados Unidos.
“Estos proyectos demuestran la adaptabilidad de la suite de soluciones Optimum PGde la empresa. La misma, permite integrar diversas tecnologías para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía eléctrica. La confianza de los clientes ha sido fundamental para llevar a cabo los proyectos”, precisaron desde BLC a través de un comunicado.
“BLC Power Generation sigue apostando por un futuro más sustentable en Latinoamérica. La participación en este tipo de proyectos reafirma su compromiso de acompañar una transición energética más eficiente, fortaleciendo su presencia en los mercados clave de la región”, concluyeron desde la compañía.
, Redaccion EconoJournal
El próximo jueves 29 de agosto, en el marco del Mes de la Minería en Chile, tendrá lugar el “Encuentro Minero chileno-argentino”, organizado por la Embajada Argentina en Chile y la Cámara de Comercio chileno argentina. “El evento, que cuenta ya con una tradición de 6 ediciones previas, constituye una instancia de encuentro entre todas las Instituciones y sectores que hacen a la minería en el contexto binacional”, destacaron desde la organización.
La jornada reunirá a las más altas autoridades mineras de ambos países, y autoridades provinciales, con Instituciones como la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), la Sociedad Nacional de Minería (SONAMI), los principales proyectos mineros en las zonas fronterizas de la Argentina y Chile, así como destacados empresarios y especialistas del sector.
En el marco de la transición energética, que demanda minerales críticos para la descarbonización, las energías limpias y la lucha contra el cambio climático, se escucharán las perspectivas de los Gobiernos de la Argentina y Chile; de proveedores -Aprimin y AIC de Chile y Capmin de Argentina-; y una presentación sobre el Tratado de Integración y Complementación Minera.
En el encuentro se podrá conocer acerca de las características, inversiones y estado actual de los principales proyectos mineros en desarrollo en la región fronteriza entre Argentina y Chile a través de un panel que contará con la participación de los máximos ejecutivos de Barrick Gold y los proyectos Josemaría, Filo del Sol y Los Azules, según precisaron.
Todo ello estará enmarcado en la importancia estratégica del Tratado sobre Integración y Complementación Minera entre Argentina y Chile, al igual que el desarrollo conjunto de las oportunidades en materia de bienes y servicios asociados a la minería y sus posibles proveedores. De la misma manera, serán reseñados los principales elementos de la nueva reglamentación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones argentino (RIGI) y su impacto concreto en las inversiones en minería.
En un contexto en que la minería se vuelve más que relevante y desafiante, los Paneles que componen el encuentro aludirán a las últimas novedades de los principales proyectos mineros binacionales, así como los principales factores que hacen a la minería sostenible, tales como energía, logística, agua y tecnología.
, Redaccion EconoJournal
El gobierno de Javier Milei concretará la semana próxima un nuevo cambio de autoridades en el directorio de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), la compañía que opera las centrales nucleares. Santiago Caputo, principal asesor y hombre de máxima confianza del Presidente, tomará el control del área nuclear a través de la designación de Alberto Lamagna como nuevo presidente de NA-SA en reemplazo del titular actual, Luis Fasanella, que sin embargo seguirá en la empresa, tal como había adelantado EconoJournal el 24 de julio. La novedad de las últimas horas pasa por el perfil del Directorio de la empresa encargada de operar las centrales atómicas que confeccionó Caputo, con una notoria falta de cuadros técnicos conocedores de la empresa y el sector nuclear en general.
La Secretaría de Energía convocó para el próximo miércoles 28 de agosto a una asamblea de accionistas tanto en Nucleoeléctrica como en Dioxitek, la empresa estatal que provee el dióxido de uranio para el combustible nuclear. Según indicaron a este medio fuentes públicos y privadas, Lamagna será designado como nuevo presidente de NA-SA, mientras que Fasanella, que había llegado al cargode la mano del ex jefe de Gabinete Nicolás Posse, seguirá como vicepresidente en reemplazo de Julián Gadano, un histórico del sector y el principal técnico en el área nuclear que integraba el gobierno de Javier Milei.
Santiago Caputo, el poderoso asesor del Presidente, copará el directorio de NA-SA con personas de su confianza.
Mario Levy, director de Generación Eléctrica de la Secretaría de Energía, que ingresó al Estado durante la gestión de Alberto Fernández y hoy responde al secretario de Energía Eduardo Rodriguez Chirillo, continuará en el Directorio. Pero lo llamativo pasa por la elección de los dos nombres restantes para completar el máximo órgano de control de la empresa nuclear estatal. Uno de ellos sería Emiliano Giana, hermano de Guido Giana, 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 Caputo.
Guido Giana, que 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.
La quinta silla en el Directorio de NA-SA la ocuparía Jeremías Coppola, 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, por lo que cuatro de los cinco directores de Nucleoeléctrica darán sus primeros pasos en la industria atómica a partir de su designación como miembros del organismo de conducción de la mayor compañía nuclear de la Argentina.
Por el lado de Dioxitek, Fabián Moreira sería el nuevo presidente, Ernesto Kirchuk será el vicepresidente y el directorio lo completarán Mariano Flamini, Santiago Caseaux Alsina (actual director tanto en Nucleoeléctrica como en Dioxitek) y Pablo Zapata (actual director en Dioxitek representando a la provincia de Mendoza).
Fuentes cercanas a Nucleoeléctrica y a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) manifestaron perplejidad y preocupación por el perfil del directorio confeccionado por el gobierno debido a la ausencia de técnicos conocedores de la empresa operadora de las centrales nucleares. De hecho, la CNEA no tuvo participación alguna en la confección del directorio vigente ni del nuevo, pese a tener la potestad para designar a uno de los directores por ser accionista.
El nuevo directorio representa el perfil que Caputo busca imprimir en los directorios de las empresas estatales con el objetivo de acelerar su privatización. Lamagna llegará al cargo promovido por Chaher, que tiene el mandato de acelerar la privatización o concesión de las empresas que son propiedad del Estado.
En esa clave, Lamagna, un doctor en física con un sinuoso recorrido por la política que incluye al Frente para la Victoria, el PRO y el Frente de Todos, le habría prometido a Chaher avanzar con la privatización de la generadora estatal en el próximo semestre. Si bien en el plano profesional tuvo una extensa carrera en la CNEA, nunca trabajó en NA-SA.
El cambio del Directorio de NA-SA se inscribe en un contexto signado por la necesidad de tomar decisiones sobre el proyecto de extensión de vida de Atucha I. La central nuclear debería parar el 29 de septiembre para comenzar con las obras que llevarán dos años de trabajo para extender su vida operativa por dos décadas más. Pero el gobierno evalúa la factibilidad de postergar el proyecto para tener a la central operativa en el verano.
, Nicolás Deza y Nicolás Gandini
La cadena maicera está cerrando una de las campañas más desafiantes de los últimos años y se apresta a empezar una nueva en un marco donde la información será clave. La chicharrita, sin dudas, significó un antes y un después en el sector y para el nuevo ciclo agrícola y será crucial contar con el conocimiento científico, estrategias y herramientas para potenciar el éxito en la cosecha y poder dejar atrás el temor que significó el ataque de esta plaga que propaga la enfermedad del “achaparramiento del maíz”.
Toda esa información vital podrá encontrarse en el Congreso Internacional de Maíz (CIM), que se llevará a cabo en el Centro de Convenciones de Córdoba el 28 y 29 de agosto, fecha clave para la toma de decisiones.
Allí, más de 100 oradores y expertos del ámbito local e internacional disertarán en más de 35 paneles para brindarle a los productores y al conjunto de la cadena todas las herramientas necesarias para encarar la próxima siembra y poder sortear la amenaza potencial que significa esta temible plaga.
Las temáticas serán variadas. Por supuesto, la chicharrita y el achaparramiento estará en el centro de la escena, pero también se tratarán cuestiones respecto al rendimiento y densidades de siembra; enfermedades del cultivo; últimas tecnologías disponibles; calibración de maquinarias; clima; biotecnología; agtech; biocombustibles; y huella de carbono entre otros.
En el correr de los dos días que dura el CIM habrá más de 35 paneles centralizados en la chicharrita, la sanidad general del cultivo, el panorama productivo brasileño (teniendo en cuenta que esta plaga tiene una presencia histórica en este país), un análisis regional del impacto de la enfermedad y las herramientas necesarias para la próxima campaña. Pero también habrá charlas sobre la coyuntura política argentina, biocombustibles, la economía del productor, los pronósticos climáticos para la próxima campaña y un análisis de lo que sucedió en 2023, nutrición, genética y densidad de los cultivos, análisis sobre el contexto de negocios y precios, huella de carbono y mucho más.
Entre los oradores más destacados estarán Alejandro Vera (Obispo Colombres); Augusto Casmuz (Obispo Colombres); Cristina Canale (Epagri/Brasil); Daniel Igarzabal (especialista en plagas); Daniela Vecchio; Darío Oleszczuk; Eduardo Feinmann (periodista); Eduardo Sierra (climatólogo); Ernesto Cruz (Ing. Agr. México record mundial de producción de maíz); Ignacio Erreguerena (INTA Manfredi); Estanislao Bachrach (biólogo molecular); Facundo Ferraguti (INTA); Fátima Montiel; Marcelo Morris; Nahuel Peralta; Norma Formento (INTA); Octavio Caviglia (CONICET); Pablo Leguizamón; Paulo Garollo (Fitolab/Brasil); Plinio Nastari (Datagro/Brasil); Roberto Peralta (Halcón Monitoreos); Rodolfo Bongiovanni (INTA); Sabine Papendieck (Programa Argentino de Carbono Neutro); Salvador Di Stefeno (analista financiero); Silva Dagma Araújo (Embrapa/Brasil); Silvina Fiant (BCCBA); Tereza Cristina (Senadora/Brasil); Wagner Guzmao; Federico Bartorelli y el econocido empresario y periodista Mario Pergolini. También dirán presente Sergio Busso (Ministro de Bioagroindustria/Córdoba); Federico Zerboni (Maizar); Fernando García (especialista en fertilidad y manejo de suelos); Fernando Juliatti (Juliagro/Brasil); Franco Fernández (CIAP/INTA); Franco Mugnaini; Gabriel Espósito (UNRC); Germán Font (Bioagroindustria/Córdoba); Germán Schlie (INTA); Gustavo Maddonni (CONICET); Hugo Alconada Mon (periodista); Humberto Debat (CIAP/INTA); Ignacio Garciarena (Maizar); Ignacio Mántaras (Sec Agricultura y Ganadería/Santa Fe); Joaquín Pinasco (La Pastelera Producciones); José Carlos Basaldúa (Sec Agricultura, Ganadería y Pesca/Entre Ríos); Juan Cruz Molina (INTA); Karina Torrico (INTA); Kristin Eckert (Alemania); Laura Caravaca (CREA); Leo de Benedictis (climatólogo); Leticia Tuninetti (INTI); y Fabián López (Min Infraestructura y Servicios Públicos/ Córdoba); Agustín Biagioni (bioinsumos); Alejandro Girardi; Andrés Caggiano; y Federico Bartorelli.
Además estarán Lucas Romero ( politólogo, Synopsis Consultores); Lucrecia Couretot (INTA); Luis Lafranconi (INTA); Manuel Ron (Bio4/Agencia Córdoba Innovar y Emprender); Marcelo Calle; Marcelo Druetta (INTA); Marcelo Elizondo (analista/Oficina Argentina de la International Chamber of Commerce); Marcos Blanda (Bioagroindustria/Córdoba); Margarita Sillón (Centro de Sanidad); María Fernanda San Juan (Fertilizar); María Otegui (FAUBA/CONICET); Mariano Laurencena; Martín Galli (AAPPCE); Martin Melo (periodista); Marín Schneider; Matías Longoni (periodista); Matías Mensa (BCCBA); Mauricio Bartoli (periodista) y Fernando Bertello (peioridta).
Por último, disertarán Nahuel Peralta; Nicolás Bertolotti; Nicolás Brandstadter; Ricardo Bindi, German Tinari, y muchos especialistas más.
, Redaccion EconoJournal
El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, recibió el lunes pasado en su despacho durante casi dos horas a cuatro altos directivos del sector eléctrico con una instrucción concreta: conseguir el aval de los privados para avanzar con la reforma del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), tal vez el principal anhelo del titular de la cartera energética desde que asumió en diciembre de 2023. El ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, y Daniel González, su alfil en el área que oficia de viceministro de Energía y Minería, le indicaron a Chirillo que, para instrumentar esa iniciativa, primero debe abrir la discusión con las empresas a fin de consensuar el alcance de la reestructuración.
A Caputo le preocupa, con razón, que una reforma demasiado ambiciosa pero mal calibrada del mercado, como la que redactaron originalmente colabores del secretario de Energía pueda terminar destruyendo la señal de inversión en el segmento de generación y, para peor, pueda desembocar en un incremento de corto plazo de los costos de producción de electricidad. Por eso, en una reunión realizada el martes feriado del 9 de julio, el titular del Palacio de Hacienda apeló al sentido común para ordenarle a Chirillo que la profundidad de los cambios en la regulación del sector debe ser debatida previamente con las empresas del sector.
Con ese mandato, Rodríguez Chirillo recibió el lunes de la semana anterior a los presidentes de las cuatro asociaciones de compañías eléctricas: Edgardo Volosín, de Adeera (distribuidoras); Gabriel Baldesarre, de Ageera (generadoras); Pablo Tarca, de Ateera (transportista); y Eduardo Beloqui, de Agueera (grandes usuarios de electricidad), según pudo reconstruir EconoJournal.
Rodríguez Chirillo defendió en el verano en Diputados algunos pasajes de la Ley Bases.
La presentación en Power Point que había preparado el secretario se extendió durante casi dos horas. Chirillo repasó los ejes centrales de su plan y, tal como le pidió Caputo, enfatizó sobre la necesidad de lograr un consenso con la industria para poder avanzar. El funcionario no accedió, sin embargo, al pedido de los directivos privados de llevarse una copia del PPT o de la resolución en la que está trabajando Energía.
Daniel González se sumó al encuentro durante no más de 15 minutos. “Fue una reunión rara. Eduardo (Rodríguez Chirillo) repasó los puntos nodales de su plan, pero cuando quisimos acceder al texto de la resolución que está trabajando la Secretaría, se negó a abrirnos esa posibilidad”, explicó uno de los asistentes.
La reforma del sector eléctrico en la que trabaja desde hace tiempo un grupo de colaboradores de Rodríguez Chirillo —como Mariano Palacios, asesor legal del secretario; Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Enarsa; y el ex ministro de Infraestructura de la Alianza, Carlos Bastos, actual director de YPF en representación del Estado— pasó por diferentes versiones. La más disruptiva, que fue ampliamente resistida por los privados, preveía el traspaso de los contratos vigentes de generación de energía (PPA’s, por sus siglas en inglés) que fueron firmados con Cammesa, la compañía mixta que administra el MEM, bajo la órbita de las distribuidoras, que en líneas generales poseen una peor reputación crediticia como resultado de los años de atraso tarifario que destruyó los balances de la mayoría de las empresas del segmento.
El secretario de Energía parece haber entendido, según indicaron fuentes privadas a este medio que, si bien el objetivo de recuperar un funcionamiento de libre contractualización en el mercado eléctrico es compartido por todos los actores, las condiciones materiales que todavía existen en el sector no permiten avanzar todavía en esa dirección. Por eso, el funcionario propuso iniciar una reforma por etapas aún con plazos indefinidos.
Uno de los puntos que se planteó en el encuentro del lunes pasado es cómo poner la compra de combustibles para las centrales termoeléctricas nuevamente bajo el paraguas de los privados tras casi 20 años de intervención estatal. Es un tema intrincado porque, en el borde, si no se resuelve bien, podría terminar afectando el funcionamiento de los contratos del Plan Gas firmados por el Estado con petroleras como YPF, PAE, TotalEnergies, Pampa, Tecpetrol, CGC y Wintershall Dea, entre otros, que tienen vigencia hasta 2028.
Porque los acuerdos vigentes del Plan Gas incluyen una cláusula obligatoria de ‘tomar o pagar’ (take or pay) un 75% del volumen de gas natural nominado en los contratos. Cammesa puede asumir una cláusula de ese tipo —que en los hechos la obliga a pagar sí o sí tres cuartas partes del gas contratado por más que no lo necesite— porque compra gas en bloque para todas las centrales termoeléctricas del país. Pero si el gobierno de Javier Milei decidiera desagregar los contratos firmados por Cammesa y transferirlos a cada generadora por separado, es inviable que un privado pueda asumir un take or pay del 75% del volumen contratado. Habría que cambiar lo que está escrito y firmado con las petroleras; algo que Economía no quiere hacer porque vulnera derechos adquiridos. Ese es uno de los reparos que esgrimen las generadoras —Pampa, Central Puerto, YPF Luz, MSU Energy, AES y Albanesi, entre otros— para explicar por qué no es fácil pensar en cómo terminar con la intermediación del Estado en la compra de gas natural, gasoil y fuel oil para las centrales térmicas.
La mayor parte del gas que se produce en Vaca Muerta se vende bajo el paraguas del Plan Gas.
“Si negociáramos por separado, es probable que los privados podríamos conseguir un precio más bajo que el establecido en el Plan Gas (alrededor de US$ 3,55 por millón de BTU). Ese es otro tema que habría que resolver”, expresó un director de una empresa eléctrico.
No es el único. Muchas generadoras cobran una remuneración para operar centrales térmicas ‘viejas’ —que no poseen un contrato PPA en dólares con Cammesa— que no es suficiente para financiar la compra del combustible que se quema en esas centrales. Para traspasar la responsabilidad de comprar combustibles para las usinas térmicas, habría que remunerar primero con un precio de la energía mucho más alto a las empresas que poseen ese tipo de máquinas ‘viejas’, algo que al menos de arranque elevaría el precio monómico (el costo real) de la energía, por lo que se requerirían más subsidios del Estado o un mayor aumento de las tarifas residenciales para contener el impacto fiscal de la medida.
Prueba de que ningún cambio en el sector eléctrico es sencillo de implementar es que la resolución 150 firmada hace dos semanas por Rodríguez Chirillo, que eliminó la potestad de Cammesa para comprar combustibles líquidos para las usinas de generación, fue criticada por las empresas del sector por su inaplicabilidad en el contexto actual e incluso cuestionada puertas adentro del gobierno.
De hecho, el vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella, con quien el secretario de Energía ya tuvo varios encontronazos, advirtió a través de una nota enviada la semana pasada al propio Chirillo sobre la incertidumbre que provocó esa normativa. Encontrar soluciones prácticas y valiosas en un sistema económico tan deterioriado como el argentino requiere de algo más que altas dosis de dogmatismo o teoría regulatoria. La pregunta, aún abierta, es si el gobierno está al tanto de esa realidad.
, Nicolas Gandini
Central Puerto, una de las dos mayores empresas generadoras de energía del país, está evaluando instalar una línea de transporte de baja tensión de unos 250 kilómetros de extensión para abastecer a proyectos mineros en el noroeste del país. La inversión prevista podría oscilar entre US$ 200 y US$ 300 millones y la intención de la empresa es financiar la obra con el aporte de bancos multilaterales, según indicaron fuentes allegados a la iniciativa a EconoJournal.
Central Puerta ya empezó a sondear el interés de potenciales clientes (compañías mineras radicadas en la Puna) e incluso le planteó el tema al gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, y planea hacer lo propio con el mandatario de Catamarca, Raúl Jalil.
Llas empresas de litio, como Arkadium Lithium, traccionarán la demanda de energía en el NOA durante los próximo años.
La compañía está pensando en instalar una línea de doble terna de 220 kilovolt (kV) que conlleva tres fases por un lado de la estructura y otras tres por el otro lado. La viabilidad del proyecto recién está siendo explorada, pero en la empresa están convencidos de que el potencial existe. Por lo tanto, si finalmente se decide avanzar, la obra podría iniciarse el año próximo y la construcción podría demandar unos dos años.
Frente a la dificultad que evidenciaron los últimos gobiernos para ampliar el sistema de transmisión, las empresas generadores están comenzando a analizar proyectos en el segmento para tener mayor protagonismo en el transporte eléctrico. Central Puerto —un holding que tiene como accionistas a Guillermo Reca, Eduardo Escasany y Claudio Pérès Moore, entre otros, parece decidido a dar ese paso.
«Aún que definir varios temas, como ajustar cuestiones regulatorias (para que los clientes que firmen contratos de compra de energía puedan asegurarse el uso de la línea por 10 o 15 años), conseguir financiamiento de organismos multilaterales y definir la traza de la línea. No es sencillo, pero creemos que es un proyecto hace sentido«, explicaron las fuentes consultadas por este medio. Por eso, no sería extraño que en los próximos meses puedan sumarse otras empresas generadoras que también están analizando cómo abastecer la demanda futura de energía a la región del NOA, principalmente ligada al sector minero.
La inversión en obras de ampliación de las líneas de alta y media tensión de electricidad se suele repagar en un mediano plazo a través del cobro de un canon. En una economía estable y con baja inflación es más relativamente fácil encarar este tipo de proyectos, pero en una Argentina con altísima inflación y alta nominalidad cambiaria es difícil precisamente por esos contínuos desequilibrios macroeconómicos.
Además, las ampliaciones del sistema de transporte eléctrico se suelen regir por el principio de open access, es decir, cualquiera debería tener la posibilidad de conectarse a ese tendido. El gobierno tiene por delante el desafío de regular ese punto para incentivar que las empresas industriales que contraten energía a mediano y largo plazo por una nueva línea de transporte cuenten con algún tipo de protección para asegurarse el acceso al sistema de transporte más allá de que en el futuro se instalen en el territorio otras demandas (empresas) que quieran conectarse a la red.
La ventaja que tiene esta obra es que se piensa construir en el NOA, una zona alejada de las grandes ciudades y entramados productivos donde los únicos demandantes del servicio van a ser los grandes proyectos mineros de litio y oro con los cuáles Central Puerto ya están en conversación. Se estima que la demanda de las mineras de la zona podría oscilar entre 130 y 180 megawatt (MW).
, Redaccion EconoJournal
La Secretaría de Energía eliminó los precios máximos de referencia del Gas Licuado de Petróleo (GLP) y los fijados para las garrafas del Programa Hogar, un subsidio directo destinado a los sectores de bajos ingresos sin acceso a la red. Lo hizo a través de la resolución 216 publicada este lunes en el Boletín Oficial. La medida tiene como objetivo “dejar de obstruir el ejercicio de las libertades individuales en el ámbito contractual conforme los principios de libertad de mercado”, según aclara el texto firmado por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.
La resolución de este lunes también fijó el “precio de referencia” de las garrafas de 10 kg en $ 8.500, la de 12 kg a un precio de $ 10.200 y la de 15 kg a $ 12.750, incluyendo impuestos. De este modo, marcó una suba del precio oficial en 31,8% respecto al verano, ya que –por ejemplo- en el primer trimestre del año el gobierno había establecido la garrafa de 10 kilos en $ 6.449 para la provincia de Buenos Aires.
Además, derogó “los apartamientos máximos permitidos”, un cálculo que se hacía por jurisdicción que servía para fijar el precio de las garrafas para los hogares según el costo logístico para las distintas zonas del país.
El Programa Hogar fue impulsado en 2015 y se ejecuta a través de la Secretaría de energía y la Anses. El subsidio cubre alrededor del 80% de las garrafa de 10, 12 y 15 kilos y varía según el grupo familiar, la zona de la vivienda y la época del año. La intención es permitir mensualmente el acceso al gas para hogares de bajos ingresos sin conexión a la red de gas natural.
En los hechos, el gobierno liberó el precio del mercado de garrafas eliminando la regulación del precio máximo que establecía la Secretaría de Energía. Lo hizo bajo el paraguas del mega decreto (DNU 70), en vigencia desde diciembre pese a tener algunos artículos suspendidos en la Justicia, que desreguló varios aspectos del mercado energético del país.
La fijación por parte del Estado del precio de las garrafas no funcionaba de manera eficiente. Pese a que las medidas buscaban establecer un valor bajo o competitivo para intentar garantizar el acceso al gas para los hogares vulnerables, lo que terminaba pasando es que el precio fijado para las garrafas no se encontraba a disposición para estos sectores sociales.
Es decir, el precio máximo establecido para las garrafas no estaba disponible y los hogares de menores ingresos, que son las que más las consumen, terminan abonando un valor más caro que el regulado.
La resolución de la cartera de Rodríguez Chirillo modifica la reglamentación del Programa Hogar al reemplazar los “precios máximos de referencia” para fraccionadores, distribuidores y garrafas de GLP por la leyenda “precios de referencia”.
En el artículo 3 de la resolución, elimina también los precios máximos para las garrafas de 10, 12 y 15 kilos para establecer, según el texto, “Precios de Referencia de Garrafas”.
El sexto artículo fija un precio máximo de referencia del GLP de butano y propano para los productores de $ 240.000 por tonelada.
, Roberto Bellato
Reimaginar el aula es un programa de formación para docentes que tiene por objetivo desarrollar y fortalecer la práctica diaria de cada docente, a fin de llevar adelante procesos de mejora de los aprendizajes de sus estudiantes, a través de metodologías innovadoras que pongan a los alumnos en el centro de manera de generar un clima de aula de aprendizaje y bienestar. El programa, impulsado por Aconcagua Energía, con el apoyo de los ministerios de Educación provinciales, inició el pasado martes 13 de agosto con la participación de más de 250 docentes y directivos de escuelas primarias, secundarias y técnicas de las provincias de Mendoza, Río Negro y Neuquén.
“La Educación es uno de nuestros pilares de gestión social en Aconcagua Energía. Estamos muy contentos de haber iniciado este programa y contar con tantos docentes interesados en sumarse desde distintos puntos de las provincias donde lo lanzamos. Esto nos alienta a continuar promoviendo y desarrollando programas que contribuyan a la formación, en este caso de docentes”, señaló Juan Crespo, gerente de Comunicaciones y Relaciones Institucionales de Aconcagua Energía.
Desde Enseñá por Argentina la Directora Ejecutiva, Verónica Cipriota, comentó que “la alianza con Aconcagua Energía nos permite expandir nuestra presencia en la Argentina, pudiendo llegar con uno de nuestros programas a más educadores, y de esta forma continuar trabajando para fortalecer la educación y los aprendizajes en las aulas”.
Durante el desarrollo del programa, que se extenderá a lo largo de tres meses, los participantes abordarán temas y planteos tales como: “Reimaginar-nos y liderar el cambio”, “Cómo hacer protagonistas a nuestros estudiantes”, “Planificar y evaluar para aprender”, entre otros. La formación se impartirá en formato virtual a través de encuentros sincrónicos y espacios de trabajo en el campus virtual.
Además, cada uno de estos encuentros se complementará con una propuesta asincrónica que incluirá material bibliográfico de autores de referencia y relatos audiovisuales. De igual manera se abrirán foros de discusión que inviten al aprendizaje con otros docentes y se propondrán actividades para llevar al aula lo trabajado en cada encuentro.
«Con el inicio de ‘Reimaginar el aula’, Aconcagua Energía suma una nueva propuesta de formación, trabajando de manera articulada y en beneficio de la comunidad. En este caso potenciando equipos docentes para que sean agentes de cambio y liderando colectivamente sus aulas», precisaron desde la firma.
Enseñá por Argentina forma parte de la red global de Teach For All, un movimiento que une a más de 60 países en una misión común: eliminar las barreras educativas que impiden a niños, niñas y jóvenes acceder a una educación de calidad.
, Redaccion EconoJournal
El vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella, le envió una carta al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, donde se queja por el retraso en el envío de fondos. “Se solicita al señor Secretario tenga a bien realizar los máximos esfuerzos para que las transferencias a cargo del Estado Nacional se efectúen en tiempo y forma, permitiendo así la oportuna adquisición y distribución de los combustibles necesarios para asegurar la continuidad operativa del SADI (Sistema Argentino de Interconexión)”, dice el texto fechado el lunes pasado al que accedió en exclusiva EconoJournal.
Cairella manifiesta su preocupación por “los continuos retrasos del Estado Nacional” y afirma que las partidas presupuestarias fueron “requeridas oportunamente a esa Secretaría de Energía”. En la carta hace referencia incluso a una reunión de directorio de Cammesa realizada el 16 de julio “en donde se analizó la mora en el pago de las acreencias correspondientes a la transacción económica de mayo 2024, con vencimiento en julio 2024, así como también la falta de capital de trabajo necesario para financiar la compra de combustibles líquidos necesarios para el funcionamiento del SADI”.
Rodríguez Chirillo no solo es secretario de Energía sino también presidente de Cammesa. Por lo tanto, sorprende que el presidente y el vice de una misma compañía deban enviarse cartas por un tema tan sensible que podrían solucionar hablando personalmente o por teléfono.
El problema es que Rodríguez Chirillo y Cairella vienen protagonizando una dura interna en el área energética. De hecho, el secretario hizo todo lo posible para que Cairella no asuma y a través del gerente general de Cammesa, Jorge Garavaglia, un hombre de su confianza, choca permanentemente con el vice en la gestión cotidiana de la compañía.
En Economía ven que las internas están afectando la gestión. Por ese motivo, el ministro Luis Caputo envió el martes pasado a su delegado en el área, Daniel González, a Cammesa para tratar de descomprimir la crisis. González todavía no fue designado formalmente, pero la semana pasada acompañó al presidente Javier Milei a Chile y fue presentado como «Secretario de Recursos Naturales». “Si no ordena la situación, va a haber cambio de funcionarios”, aseguraron a este portal desde el Palacio de Hacienda.
En ese contexto, la carta de Cairella pareciera tener como objetivo principal dejar constancia por escrito de lo que está ocurriendo para cubrirse frente a los problemas que pueda llegar a registrar el sistema eléctrico en el verano. De hecho, un informe oficial realizado en junio por Cammesa advierte que el total de energía producida en el parque local de generación y las importaciones de electricidad desde países vecinos no alcanzarían para abastecer al pico de demanda que podría registrarse en los meses de mayor calor a raíz de las altas temperaturas que se proyectan para los primeros meses de 2025.
Mario Cairella y Eduardo Rodríguez Chirillo.
Otro dato que llama la atención, es que Cairella reclama fondos para comprar combustibles, pese a que el mes pasado Rodríguez Chirillo publicó la resolución 150/2024 que le prohíbe a Cammesa comprar combustibles líquidos para generar energía en la centrales térmicas.
El problema, según adelantó EconoJournal, es que la normativa redactada por Rodríguez Chirillo no explica cómo se va a hacer reemplazar el esquema que estaba vigente desde 2005, dado que no precisa quién va a ser el encargado de comprar los combustibles. «Es un acto de irresponsabilidad porque la medida de hoy apunta a que sean los privados los encargados de adquirir combustible para generación, pero la mayoría de las generadoras sostiene que con el nivel de subsidios del Estado que sigue requiriendo el sector eléctrico por el atraso de las tarifas, es inviable que los privados puedan asumir esa tarea», explicó el gerente general de una empresa eléctrica.
Cairella pareciera coincidir con la visión de los privados porque ignoró en su carta la resolución 150/2024 y reclama los fondos para importar combustible.
, Fernando Krakowiak
Camuzzi, una de las mayores distribuidoras de gas natural del país, publicó su nuevo Reporte de Sustentabilidad, elaborado bajo Estándares GRI de Global Reporting Initiative. De este modo, la compañía presentó por quinto año consecutivo los principales hitos de su gestión sustentable en diferentes ejes claves de su actividad.
“Con esta nueva publicación, la empresa reafirma su compromiso en seguir trabajando en el camino hacia un futuro más sostenible. En este sentido, Camuzzi continúa fortaleciendo su cadena de valor, implementando mejoras en sus sistemas de gestión, y acompañando a las más de 360 comunidades donde tiene presencia, promoviendo el uso seguro y responsable del gas, fomentando la educación, apoyando el desarrollo de jóvenes y emprendedores, y promoviendo la cultura local”, destacaron desde la firma a través de un comunicado.
“Comprendemos la sustentabilidad como un pilar fundamental de nuestra estrategia de negocio y un eje transversal que guía todas nuestras acciones. En línea con los principios del Pacto Global, nos mantenemos firmemente comprometidos en mejorar año a año nuestra gestión integral, con el desafío de brindar un servicio que cumpla con los más altos estándares de calidad, seguridad y respeto por el ambiente”, expresó Jaime Barba, presidente de la compañía.
El nuevo reporte ha incorporado una verificación externa, encargada a la empresa de auditoría Crowe, para ratificar y transparentar de una manera más idónea los esfuerzos de la organización en pos de una gestión sustentable.
Entre los impactos y logros destacados que se destaca que:
Camuzzi operó sin cortes durante todo el año.
Superó los 2.213.886 usuarios, lo que representa la incorporación de más de 44.200 usuarios respecto al año anterior.
Se alcanzó una tasa de digitalización del 94%, lo que le permitió a la compañía generar importantes ahorros en materia de comunicación y gestión comercial de los usuarios, y una mayor cobrabilidad.
La empresa amplió su infraestructura, superando los 60.000 km lineales de cañería, lo que representa más de 16 veces la longitud del país.
Distribuyó más de 10.700 millones de metros cúbicos de gas natural, lo que ratifica que, en volumen de gas entregado, es la distribuidora más grande del país.
Conectó a América al gas natural, liberando factibilidades en la localidad y otras 5 aledañas, tras una década de restricciones en el servicio. Además, se incorporó a la localidad de Batán, provincia de Buenos Aires.
Logró el cumplimiento del 100% de los indicadores definidos por el ENARGAS.
Por cuarto año consecutivo, certificó Great Place To Work y se posicionó dentro de las mejores empresas para trabajar.
Se han alcanzado las 25.976 horas de capacitación, con una participación de 1.444 personas (más del 84% de la dotación).
Se lanzó el portal de proveedores para facilitar la autogestión de los casi 2400 proveedores activos, con compras y contrataciones en el orden de los $22.315.500.000 en el año 2023.
La compañía potenció su Portal de matriculados, logrando que 67 mil proyectos de instalaciones internas puedan ser canalizados de manera digital, ahorrando tiempo y dinero.
A través del programa educativo “A PRENDER EL GAS” (prevención de accidentes por monóxido), se capacitó a más de 8.000 niñas y niños. En 2023 se creó además una obra de teatro itinerante sobre la temática, para potenciar el mensaje preventivo.
En alianza con distintas organizaciones, la empresa creó futuro a través de la formación de habilidades para el empleo de más de 170 emprendedores de Tierra del Fuego y Mar del Plata.
Se desarrollaron espacios de visibilidad para que más de 600 artistas emergentes de distintas comunidades donde Camuzzi está presente puedan mostrar su talento, a través de ciclos vinculados con la música, el arte y la fotografía.
Se actualizó el Manual de Gestión de Seguridad y Medio Ambiente, con miras a mejorar en forma continua la gestión.
Se implementaron más de 5.100 horas de capacitación específica en la materia para sus colaboradores de áreas operativas.
Camuzzi logró que las emisiones de todas las plantas de la compañía se encuentren por debajo de los límites establecidos por la legislación nacional y de la normativa de la US EPA de los Estados Unidos.
Aplicó altos estándares para minimizar los impactos sobre la biodiversidad y la conservación, el cuidado del recurso hídrico y la gestión de los residuos.
Inició el proceso de identificación de su Inventario de gases de efecto invernadero, como un primer paso hacia la medición de su huella de carbono.
Instaló sistemas de seguimiento satelital en la flota vehicular, promoviendo una reducción de los accidentes laborales y del uso de combustible.
Produjo, donó e instaló en distintos municipios más de 600 nuevos Ecoceniceros, diseñados a partir de la reutilización de sobrantes de cañería de polietileno generados en su operación.
Los resultados presentados en el Reporte de Sustentabilidad, responden a la materialidad corporativa de Camuzzi y continúan en desarrollo durante este nuevo ejercicio.
Se puede acceder a la versión completa del reporte a través de este link.
, Redaccion EconoJournal
YPF -la petrolera bajo control estatal- puso en marcha nuevas plantas de procesamiento que permiten ampliar la capacidad de producción de la Refinería de Ensenada. En ese sentido, desde la compañía informaron que “estas plantas mejoran la calidad de las naftas, producen combustibles más sustentables y prolongan la vida útil de los motores”.
Las obras de modernización permitieron adecuar las instalaciones del Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi a las Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC), lo que implica reducir el contenido de azufre en los combustibles y las emisiones que generan los motores, según precisaron.
Las iniciativas de NEC involucraron tres proyectos que fueron realizados por AESA – la compañía dedicada al desarrollo de soluciones para toda la cadena de valor de la industria energética- desde la ingeniería de detalle hasta la puesta en marcha: el revamping de Naftas HTN FCC, la ampliación de la capacidad del magnaforming y la construcción de nueva planta de HTNC “B».
El HTNC “B”, planta de hidrotratamiento de naftas, permite reducir la cantidad de azufre en los combustibles y el magnaforming. Se trata de una planta que produce hidrógeno, insumo necesario para el proceso.
“YPF logró así un nuevo estándar para producir combustibles de máxima calidad en el complejo y aumentó la capacidad de conversión de naftas de alto valor agregado”, destacaron desde la petrolera.
En julio,la empresaalcanzó récord de producción de naftas en la refinería del Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi, puesto que alcanzó un volumen formulado de 277.098 metros cúbicos.
A su vez, en mayo, la refinería produjo 174.397 metros cúbicos de naftas súper y 102.701 metros cúbicos de naftas premium que incluyó una exportación a Uruguay. El último récord mensual había sido en diciembre de 2023 con una producción de 273.000 metros cúbicos.
YPF posee tres complejos industriales: La Plata, Luján de Cuyo y Plaza Huincul. Por lo que, la empresa opera el 50% del parque refinador de la Argentina.
, Loana Tejero
AXION energy decidió acompañar al segmento de transporte del país, mediante soluciones integrales a través de su sistema de gestión de flotas. “Siguiendo con los valores de la compañía, la marca evoluciona y se transforma: a partir de ahora AXION card es AXION Smart”, precisaron desde la firma. Hace más de dos años, AXION card inició la transformación en su sistema de gestión de flotas, con la incorporación de la autogestión, métodos de cobranza integrados, doble identificación en las transacciones, entre otros.
El objetivo de estos avances radica en poder satisfacer las necesidades de cada uno de los clientes, poniéndolos en el centro de la escena, brindándoles un valor agregado para su trabajo en la ruta día a día. Con esta evolución hacia AXION smart, se suma a su reconocido sistema, una nueva aplicación móvil, dividida en dos públicos clave: AXION smart Conductor y Compañía. De esta manera, desde cualquier dispositivo y lugar se podrán realizar transacciones y operaciones claves para las flotas de manera ágil y simple. Para los conductores ya no será necesario utilizar la tarjeta plástica, destacaron.
La aplicación facilita la solicitud de pre-autorización para la carga de combustible, la consulta de saldos y movimientos, la localización de estaciones de servicio de la red AXION energy y la solicitud de saldo a sus administradores de flota. De esta forma, se optimiza así su operatividad en las rutas. Las compañías de transporte desde su app podrán monitorear sus flotas y gestionar en tiempo real sus operaciones. Los administradores podrán visualizar transacciones, autorizaciones pendientes, cuentas corrientes, y gestionar sus vehículos y conductores.
AXION smart también permite la creación y asignación de reglas y restricciones para la carga, proporcionando un control detallado y eficiente sobre la operación de la flota. “Estamos comprometidos en evolucionar hacia un futuro más tecnológico e innovador junto a la industria del transporte, AXION smart es un paso importante en esa dirección para lograrlo. Queremos acompañar a todos nuestros clientes en su día a día de una forma más ágil, eficaz y segura”, sostuvo Juan Pablo Juliano, gerente ejecutivo de Negocios B2B de AXION energy.
Por su parte, las estaciones de servicio podrán manejar y monitorear en tiempo real todas las operaciones en la playa mejorando la tecnología en cada punto de venta. Esto asegura una operación más transparente y eficiente en cada estación de servicio de la red AXION energy.
«Con AXION smart estamos dando un paso hacia la innovación. No sólo se facilita la operación diaria de nuestros clientes y operadores, sino que también reduce la necesidad de emisión de tarjetas plásticas, y aumenta la seguridad y el control de las transacciones” concluyó Juliano.
Además, la marca propone invertir en nuevos desarrollos siguiendo con su objetivo de mejora y eficiencia de la herramienta, que incluyen el desarrollo de alianzas con empresas del segmento y la integración de AXION smart con ON, el programa de descuentos y beneficios de AXION energy. «De esta manera, AXION energy reafirma su compromiso con la excelencia y la tecnología, asegurando que todos sus clientes de flotas y operadores disfruten de una experiencia optimizada y satisfactoria», remarcaron.
Las aplicaciones de AXION smart estarán disponibles para su descarga a partir del 13 de agosto en IOS y Android prometiendo ser una herramienta esencial para el transporte moderno.
, Redaccion EconoJournal
Alemania emitió una orden de arresto contra un ciudadano ucraniano acusado de estar involucrado en el sabotaje del sistema de gasoductos Nord Stream, una de las principales rutas por donde ingresaba el gas de Rusia a la Unión Europea hasta la invasión en Ucrania. La orden fue emitida por la Oficina del Procurador Federal de Alemania y revelada este miércoles a la prensa europea por autoridades de Polonia.
La portavoz de la fiscalía polaca, Anna Adamiak, confirmó que las autoridades alemanas emitieron en junio una orden de arresto europea contra Volodymyr Z, un ciudadano ucraniano que vivía en Polonia. El hombre se trasladó a Ucrania a principios de julio, antes de que pudiera ser detenido. La procuraduría federal alemana no respondió a consultas de la prensa europea.
El portavoz del gobierno alemán, Wolfgang Büchner, también evitó comentar sobre la investigación y puso el foco en Rusia. “Independientemente del resultado al que lleguen dichas investigaciones, eso no altera el hecho de que Rusia está llevando a cabo una guerra de agresión contra Ucrania que viola el derecho internacional”, dijo.
El ciudadano ucraniano esta acusado de formar parte de un equipo de buzos que colocó una serie de explosivos que provocaron daños en tres de las cuatro líneas del sistema Nord Stream en septiembre de 2022. Los gasoductos se extienden por el lecho del Mar Báltico, atravesando cinco jurisdicciones nacionales. Las explosiones y fugas de metano se registraron en aguas de Suecia y Dinamarca. El gobierno sueco informó en ese entonces el hallazgo de rastros de explosivos, confirmando la hipótesis del sabotaje, aunque finalmente cerró la investigación en febrero de este año. Dinamarca también cerró su investigación.
Mientras tanto, la investigación en curso en Alemania apunta contra Volodymyr Z y otros dos potenciales sospechosos, una mujer y otro hombre también de nacionalidad ucraniana, ambos buceadores experimentados. El sistema de medios públicos de Alemania, ADR, informó que según la investigación de la Policía Federal, los presuntos atacantes habían alquilado un velero alemán llamado Andromeda en septiembre de 2022 y lo utilizaron para navegar hacia el mar Báltico. En julio de 2023, los investigadores descubrieron rastros de explosivos en el barco, que creyeron que se utilizaron para transportar las cargas del ataque.
Fuga de gas en Nord Stream en septiembre de 2022. Imagen: Fuerzas Armadas de Noruega
Los gasoductos Nord Stream 1 y 2 están compuestos cada uno de dos líneas (cuatro en total) de unos 1200 km de extensión (2460 km en total) entre Rusia y Alemania. Están colocados en el lecho del Mar Báltico, atravesando las aguas de Rusia, Finlandia, Suecia, Dinamarca y Alemania. Nord Stream 2 debía ingresar en operación comercial en 2022, pero Alemania canceló el proyecto luego de la invasión rusa en Ucrania. El gasoducto había sido llenado con gas natural a fines de 2021.
Cada gasoducto podía transportar 55.000 MMm3 de gas por año, para un total de 110.000 MMm3 anuales. Hasta la invasión de Rusia en Ucrania y el alejamiento de Europa del gas ruso, el 35% del gas ruso que ingresaba a la Unión Europea lo hacía a través del Nord Stream 1.
El futuro de los gasoductos sigue sin definirse. La estatal rusa de gas natural Gazprom informó que los gasoductos pueden ser reparados. La coalición gobernante en Alemania conformada por el Partido Socialdemócrata, el Partido Verde y el Partido Liberal rechaza el retorno al gas ruso.
En cambio, la posición respecto al gas ruso es más ambigua por parte de la Unión Demócrata Cristiana (CDU), el partido comandado en su momento por la ex canciller Angela Merkel. El primer ministro del estado federal de Sajonia e integrante de la CDU, Michael Kretschmer, abogó por la reparación de los gasoductos. «Espero que el gobierno federal investigue el ataque contra este gasoducto y no se lo deje a los periodistas. Se está agotando el tiempo en el que ese gasoducto pudiera repararse para futuros suministros. Creo que es un hecho irresponsable», dijo Kretschmer en febrero.
, Nicolás Deza
Pampa Energía incorporó un nuevo equipo de perforación en Vaca Muerta. La compañía confirmó que el Ensign-768 se está montando en el área de Rincón de Aranda, en donde el objetivo es perforar un PAD de cuatro pozos hasta fin de año.
La empresa destacó que “esta iniciativa forma parte de los compromisos asumidos con la provincia”, y se espera que el pad esté en producción en 2025. El Ensign-768 ya había trabajado en ese mismo campo durante algunos meses, aunque luego fue retirado del lugar.
Esta noticia ratifica que la actividad en Vaca Muerta podría experimentar un notable incremento a partir del próximo año, impulsada por la expansión de la infraestructura de transporte que protagonizará Oldelval una vez que empiece a completar las distintas etapas de expansión de su red hacia el Atlántico por medio del proyecto Duplicar Plus.
El proyecto es crucial para resolver las limitaciones actuales y permitir un aumento significativo en la producción. No obstante, las empresas productoras deberán enfrentar un nuevo reto, que es justamente la escasez de equipos de perforación disponibles en Neuquén.
EconoJournal detalló que en un informe realizado a principios de julio por la consultora Tecnopatagonia, que lidera Mariano de la Riestra, la proyección para 2025 indicaba que podrían sumarse hasta seis equipos de perforación a Vaca Muerta (uno de ellos ya lo incorporó Pampa Energía), por lo que la cifra de unidades de drilling activas en Vaca Muerta podría trepar hasta los 41 a lo largo del año que viene.
A pesar de los significativos avances tecnológicos en la perforación de pozos, que permitieron ganar en rapidez y eficiencia, la capacidad limitada de los equipos actuales (23 en las áreas convencionales y 35 en las no convencionales) restringe el potencial productivo.
De la Riestra, director de Tecnopatagonia, dialogó con EconoJournal y explicó que la cantidad de nuevos equipos que efectivamente se incorporará en 2025 está supeditada a cuánto se pueda incrementar la producción. “Como mínimo, creemos que se sumarán cuatro equipos, pero en el fondo es una carrera de ida, en donde la media es seis y, eventualmente, podría sumarse un séptimo equipo. ¿Por qué es una carrera de ida? Porque quizá en 2025 arranquemos con cuatro, pero al final del año terminaremos con seis o siete”, explicó el especialista.
De los datos incluidos en el reporte se desprende que la cantidad de equipos operativos en Vaca Muerta oscila entre los 58 y 64 rigs desde junio de 2023.
“Las empresas que están perforando han logrado una eficiencia en sus campos. Ahora bien, el desafío es el de incorporar equipos. Y cuando esto suceda el resto de los factores que inciden en la producción también van a mejorar”, destacó de la Riestra.
, Mauricio Luna
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) llamó a una consulta pública antes de oficializar los nuevos cuadros tarifarios de las empresas transportistas no licenciatarias de un servicio de gas natural. La medida está dirigida a siete compañías, pero no incluye a Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS). La instrumentó el Enargas través de la resolución 433 publicada este lunes en el Boletín Oficial. El ente realizará la consulta en los próximos 15 días. La intención es ordenar al sector después de varios años y poner a todas las transportistas de gas natural en igualdad de condiciones respecto a las tarifas, explicaron a EconoJournal fuentes cercanas al ente regulador.
Las transportistas no licenciadas son empresas que tienen la autorización para operar por parte de la Secretaría de Energía, pero no obtuvieron la licencia para transportar gas que otorga el Enargas. Si bien no cuentan formalmente con el visto bueno del ente regulador, prestan el servicio para la exportación de gas y llegan –a través de distribuidoras- a usuarios residenciales, comerciales e industriales.
Este grupo de transportistas no licenciadas está conformado por siete empresas: Enel Chile (Sucursal Argentina, antes denominada Gasoducto Atacama Argentina), Gasoducto Norandino, Gaslink, TGM (Transporte de Gas del Mercosur), Enarsa (por el Gasoducto del Noreste Argentina –GNEA-), Gasandes y Refinor (por el gasoducto Campo Durán-Cornejo). De estas transportistas, algunas cuentan con tarifa vigente y otras no.
El Enargas pretende que las transportistas que no cuentan con licencias del Enargas, comiencen a cobrar las tarifas transitorias a partir de septiembre, según detallaron las mismas fuentes. La idea es que la tarifa sea similar a la que perciben TGN y TGS, las mayores transportistas de gas del país.
Con este reordenamiento, las transportistas no licenciadas también tendrán un cuadro tarifario si el gobierno avanza en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que el gobierno pretendía llevar a cabo en el segundo semestre de este año.
El universo de usuarios residenciales, comerciales e industriales de las empresas no licenciatarias es pequeño, pero desde el ente regulador quieren terminar de ordenar los cuadros de transición, sobre todo teniendo en cuenta que el impacto en la factura final “será insignificante”, según señalaron las mismas fuentes.
El objetivo es que las transportistas que no hayan cobrado el servicio público o que estén cobrando a un costo menor, puedan actualizar sus cuadros tarifarios. También para los casos que en la actualidad perciben una tarifa por el servicio de transporte de clientes existentes pero, con ampliación de ductos o de nuevas zonas que se incorporaron al abastecimiento de gas natural por red, no pueden cobrar porque carecen de cuadros tarifarios vigentes.
La resolución del Enargas explica en los considerando que entre las transportistas no licenciadas con tarifa que “correspondería su actualización” se encuentran Enel Chile (Sucursal Argentina, antes denominada Gasoducto Atacama Argentina), Gasoducto Norandino y Gaslink. Por su parte, las transportista que no tienen tarifa vigente son TGM (Transporte de Gas del Mercosur), Enarsa (gasoducto GNEA), Gasandes y Refinor (gasoducto Campo Durán-Cornejo).
Previo al lanzamiento de la consulta pública, el Enargas hizo un pedido de determinación de tarifas a todas las empresas transportistas para hacer una actualización respecto a los años anteriores. Las siete empresas no licenciadas no están en una situación homogénea. En los últimos años no todas habían solicitado la tarifa.
Algunas lo hicieron hace más de cinco años, pero el ente regulador nunca le otorgó los cuadros tarifarios. Lo cierto es que hay transportistas que nunca tuvieron tarifas y otras que sí tuvieron pero que hace 20 años que no se actualizan.
Hay otros ejemplos de transportistas no licenciadas que no tuvieron tarifas ni la solicitaron porque el foco del negocio lo tienen en la exportación de gas. De todos modos, para este proceso de reordenamiento tienen que presentar al Enargas la solicitud de tarifa para el servicio de transporte.
, Roberto Bellato
La consultora energética suiza Pexapark, especializada en PPAs renovables, publicó su último informe mensual de análisis de la actualidad de estos contratos en Europa. Según el documento, las cifras actuales se acercan a los máximos registros históricos.
Durante junio, se anunciaron 23 PPAs renovables por 944 megawatts (Mw) en el Viejo Continente, lo que asciende el acumulado anual a 177 acuerdos firmados por un total de 8,7 gigawatts (Gw), incluyendo los PPAs hidroeléctricos.
Al comparar estos números con los del mismo período del año pasado, aparecen aumentos en materia de cantidad de contratos y de potencia firmada. En 2023, en efecto, se anunciaron 134 acuerdos durante el primer semestre por 8,5 Gw.
Cabe recordar que, según información de Pexapark, el año pasado fue histórico para los PPAs renovables, con un total de 272 contratos cerrados y una potencia de 16,2 Gw.
De hecho, si se comparan los datos de 2024 con los de temporadas anteriores, las cifras registradas hasta mitad de año se acercan a los valores acumulados anuales de 2022 y 2021.
Debe subrayarse que en 2022 se cerraron 161 acuerdos por 8,2 Gw. En tanto, en 2021 -que hasta hace poco era el mejor año para los PPAs renovables- se sellaron 154 contratos por 10,6 Gw de potencia verde.
Otro aspecto que destaca Pexapark es que todos los valores de PPA cayeron en junio, revirtiendo las ganancias del mes anterior, ya que los precios de la energía en Europa retrocedieron y se desentendieron de las pequeñas ganancias registradas por los costos del gas.
Asimismo, el Índice Compuesto EURO de Pexapark, que toma como referencia únicamente los acuerdos cerrados dentro de su plataforma, bajó un 1,5% a 50,1 euros por megawatt/hora (Mwh) a finales de junio.
Al analizar cuáles resultaron los países europeos con mejores registros, puede decirse que los precios de los PPAs renovables en el Reino Unido fueron los de mayor caída durante junio, con una retracción de un 3,2 por ciento.
La consultora suiza puntualizó que los contratos de energía a futuro del Reino Unido alcanzaron máximos de casi seis meses a principios de junio. Los precios, sin embargo, cayeron hacia el final del mes.
En Italia, por su parte, se verificó un declive del 2,7%, mientras que las tarifas de PPA en los Países Bajos fueron un 2,2% más bajas que las del mes anterior.
En cuanto a la cantidad de contratos firmados, Rumania, Italia y Alemania fueron los mercados más activos en Europa durante el mes pasado. Cada uno anunció tres PPAs a lo largo de junio.
, Julián García
Quintana Energy, una petrolera independiente con actividad en Santa Cruz y al sur de Chile, adquirió el bloque Estación Fernández Oro ubicado en Río Negro. Se trata de un reservorio de tight gas que a mediados de la década pasada fue uno de los grandes campos gasíferos de YPF. Es un bloque que produce unos 900.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas y 230 metros cúbicos (m3/d) de petróleo, según datos de mayo de la Secretaría de Energía. Esta adquisición se dio bajo la órbita del Proyecto Andes, la licitación a cargo del Banco Santander mediante la cual la petrolera bajo control estatal está encarando su proceso de desinversión en campos maduros.
A su vez, la compañía que preside Horacio Marín comunicó que firmó un acuerdo por la cesión de las áreas que conforman el ClústerMendoza Sur con el consorcio integrado por Quintana y TSB, del empresario Claudio Urcera.
Este Clúster agrupa seis áreas hidrocarburíferas en Mendoza y Neuquén, sobre la cuenca Neuquina: El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadon amarillo, Chuhuido de la Salina S y Confluencia Sur. La producción total de los bloques es febrero de este año fue de 2.090 barriles diarios (bbl/d) de petróleo y 844 km3/d de gas.
El Portón es un campo maduro que aportó una importante producción de gas para YPF, pero que para extender su vida útil requiere de un fuerte replanteo operativo para reducir los costos de extracción. Esto es así porque en los últimos años la petrolera perdió dinero por la falta de eficiencia en esos bloques.
Aún así, el proceso de adquisición de las distintas áreas podría sufrir demoras ya que, tal como informó este medio, el traspaso incluye como condición sine qua non que la gobernación de Río Negro, que encabeza Alberto Weretilneck, autorice la extensión de la concesión de explotación de Fernández Oro por otros 10 años, dado que el contrato vigente expira en 2026. A su vez, como en el caso de Río Negro, la UTE deberá negociar la extensión de las concesiones por otros 10 años con la gobernación que lidera Alfredo Cornejo.
Hasta el momento, YPF firmó un total de ocho acuerdos que comprenden 22 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Rio Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut. Esta nueva operación se suma a la compra de yacimientos que llevó a cabo Pecom en Chubut, por las áreas Campamento Central – Cañadón Perdido y El Trébol – Escalante y al acuerdo que cerró Bentia Energy, la petrolera de Javier Iguacel, que se hará cargo de las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruíz y Las Manadas, del Clúster Neuquén Norte.
También, a la adquisición alcanzada por Sean Rooney y Velitec operarán el Clúster Señal Picada-Punta Barda ubicado en Río Negro y Neuquén; y a la de PCR que adquirió el Clúster Mendoza III, que cuenta con las áreas convencionales Llancanelo y Llancanelo R, ubicadas a 30 kilómetros de la localidad de Malargüe, en la provincia de Mendoza.
, Loana Tejero
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó este martes que “el oleoducto Vaca Muerta Sur será el primer proyecto del país que se enmarque en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI)”. En este sentido, el ejecutivo de la petrolera bajo control estatal aseguró que el proyecto va a terminar con el cuello de botella actual en el transporte de petróleo desde Vaca Muerta.
Esto es así porque se trata de una obra que tiene como objetivo incrementar la producción no convencional de petróleo en línea con la creación de una plataforma exportadora de energía. El proyecto servirá para fortalecer todo el sistema de evacuación de crudo, aprovechando al máximo la capacidad de transporte existente hacia las refinerías y el puerto de Bahía Blanca. Para su construcción se demandarán más de 10.000 caños de 20 y 30 pulgadas.
En esa línea, en diálogo con Radio La Red, Marín indicó “que se trata de una iniciativa de 2.500 millones de dólares de inversión. La vamos a realizar con toda la industria y estamos en conversaciones con una empresa muy importante del midstream de Estados Unidos”.
YPF está en contacto Energy Transfer, una de las principales empresas de midstream de EE.UU., puesto que tiene el objetivo de sumarla al proyecto, según indicaron fuentes al tanto del proceso a EconoJournal.
Incluso, las negociaciones podrían derivar en el armado de una nueva empresa de transporte de crudo junto con otros productores de hidrocarburos que están operando en Vaca Muerta como Shell, Vista, Chevron, ExxonMobil, Pluspetrol, Tecpetrol o PAE, entre otras. La compañía estadounidense podría ingresar en el esquema como un porcentaje del equity (capital accionario) del oleoducto.
En base a esto, Marín sostuvo: “Trabajamos desde YPF con el objetivo de lograr que el país sea un exportador de energía del orden de los 30.000 millones de dólares por año. La situación económica va a permitir que haya financiamiento externo y poder desarrollar estos proyectos. Somos optimistas con el futuro de la energía y de YPF”.
El oleoducto Vaca Muerta Sur habilitará a transportar 390.000 barriles diarios, lo que incrementará en un 70% la posibilidad de evacuación de petróleo de la Cuenca Neuquina.
La petrolera ya comenzó el primer tramo de 130 kilómetros del oleoducto, que cuando esté terminado contará con una terminal de exportación en la zona de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande, en Río Negro. Este primer tramo se extenderá entre las localidades de Añelo (Neuquén) y Allen (Río Negro), donde se conectará con el sistema de Oldelval.
La obra comenzó en Loma Campana, el bloque insignia que posee YPF en Vaca Muerta, uno de los principales campos de shale oil del país. La inversión para el primer tramo será US$ 190 millones y se generarán 500 puestos de trabajo durante el pico de las tareas, según detallaron desde la compañía.
La segunda etapa de este proyecto, que contempla un tramo de 437 kilómetros más la terminal de exportación, está en etapa de desarrollo y con alto grado de avance. Cuando este ducto se complete, permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año.
, Loana Tejero
El consumo de gas natural en el área de Metrogas trepó en julio un 11,2% interanual, según cifras oficiales, pese a que las tarifas de esa distribuidora aumentaron hasta un 745% para los hogares y 1140% para comercios y pequeñas industrias durante el mismo período. Esa combinación explosiva permite anticipar que los usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y el sur del conurbano bonaerense comenzarán a recibir boletas abultadas durante las próximas semanas.
Los habitantes del Área Metropolitana de Buenos Aires sufrieron temperaturas muy bajas el mes pasado, sobre todo en la primera quincena. El Servicio Meteorológico Nacional informó, por ejemplo, que el sábado 6 de julio se registraron valores bajo cero en Capital Federal por primera vez en 13 años. La ola polar es uno de los factores que influyó en el mayor consumo, aunque también pareciera observarse una cierta inercia en hogares que todavía no acusaron el golpe que representa la fuerte suba de las tarifas, ya que recién en estos últimos dos meses comenzaron a llegar las boletas con los valores actualizados.
Según cifras de la consultora Economía y Energía, las tarifas de un usuario residencial promedio de Metrogas aumentaron durante el último año 406% para los hogares de altos ingresos (N1), 690% para los de ingresos medios (N3) y 745% para los de ingresos bajos (N2), mientras que para los comercios y las pequeñas industrias el incremento osciló entre 736% y 1142%.
Los datos consolidados por mes de la demanda de gas natural que publica Enargas se encuentran actualizados solo hasta mayo. Sin embargo, el ente regulador informa además el parte diario operativo donde se puede ver la demanda real del sistema discriminada por distribuidora y transportista con datos hasta el 31 de julio. EconoJournal sumó las cifras de consumo de los partes diarios de julio de 2023 y 2024 para precisar cómo evolucionó el consumo.
A nivel nacional, la demanda de gas de las distribuidoras creció en julio un 5,2% interanual. El mayor incremento lo registró Gas Nea con una suba del 12,7%. Luego le siguió Metrogas con el 11,2% mencionado y en tercer lugar se ubicó Distribuidora Gas del Centro con un incremento de 7,7%.
El listado se completó luego con Gas Nor (+7,4%), Distribuidora de Gas Cuyana (+6,8%), Litoral Gas (+5,1%), Naturgy Gas Ban (+4,6%), Camuzzi Gas del Sur (+1,6%) y Camuzzi Gas Pampeana (+0,9%).
La demanda de las distribuidoras ya se había disparado en mayo un 15,1% interanual de la mano de las temperaturas inusualmente frías que se registraron durante ese mes en gran parte del país. Ahora en julio el porcentaje de aumento promedio es menor, pero continúa siendo alto.
Además, medida en metros cúbicos la demanda de gas natural de todo el sistema aumentó el mes pasado un 5,9% con respecto a mayo y solo la que se canaliza a través de las distribuidoras trepó un 14,2%.
El consumo de las distribuidoras creció 5,2% interanual en julio, pero la demanda total del sistema trepó 1,6% internaual. Lo que tiró para abajo el promedio fue el gas que comercializan Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS) sin pasar por las distribuidoras. La demanda directa de TGN retrocedió 14,4% y la demanda directa de TGS cayó 5,4%. En estos casos, las cifras se vieron impactadas por el freno en la actividad productiva que provocó la recesión económica.
, Fernando Krakowiak
El 4° Encuentro de Sostenibilidad, organizado por la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA), se desarrollará en la ciudad de Buenos Aires, el miércoles 4 de septiembre, en el Centro de Inmersividad del Parque de la Innovación.
El objetivo del Encuentro es promover la concientización acerca de los desafíos sociales, económicos y ambientales que enfrenta la industria y presentar soluciones concretas y efectivas para abordarlos.
A través de las mejores prácticas que serán presentadas por empresas que están a la vanguardia de la implementación, se buscará impulsar la transmisión de este conocimiento a la cadena de valor de la petroquímica y química.
La agenda del Encuentro incluye proyectos y desafíos del sector petroquímico y químico en la región, debate sobre normativas y regulaciones, las posibilidades que ofrecen los nuevos desarrollos tecnológicos para la gestión y una experiencia de aprendizaje participativa sobre liderazgo sostenible, entre otros temas clave.
“El 4° Encuentro de Sostenibilidad APLA vuelve a ser un escenario ideal para que los profesionales del sector se reúnan y se actualicen con las tendencias y conocimientos principales para impulsar los negocios en una industria que presenta, cada vez más, oportunidades de crecimiento y desarrollo para el país y las comunidades”, precisaron desde la organización.
El registro es sin costo y puede gestionarse desde la página web de APLA. El cupo de inscripción es limitado.
Se puede obtener más información en:
Whatsapp: +54 9 11 6450-2752
apla@apla.lat
, Redaccion EconoJournal
A través del Decreto 718/24, publicado este lunes en el Boletín Oficial, el presidente Javier Milei ordenó la prórroga por un año de las cuatro concesiones hidroeléctricas del Comahue —Chocón-Arroyito, Alicurá, Piedra del Águila y Cerros Colorados— y, al mismo tiempo, confirmó que, a más tardar en seis meses, convocará a una licitación internacional para readjudicar la titularidad de las represas emplazadas sobre los ríos Limay y Neuquén, cuyo contrato de concesión original expiró en el segundo semestre del año pasado.
El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, había adelantado la decisión a directivos de las empresas que están a cargo de la operación de las centrales eléctricas —AES, Aconcagua Energy, Central Puerto y Enel— en una reunión realizado el viernes 2 de agosto. En ese encuentro, el funcionario adelantó a los representantes privados que la administración nacional está negociando con los mandatarios de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, la posibilidad de que las provincias desistan de cobrar un canon sobre el agua que utilizar las represas para generar energía a cambio de que Nación impulse una mejora en el régimen de regalías que perciben las gobernaciones patagónica, según indicaron a EconoJournal fuentes privados.
Las regalías regalías hidroeléctricas están fijadas por Ley en un 12% de la energía generada, pero en los últimos 20 años, ese monto se redujo significativamente por el avance de la intervención del Estado nacional sobre el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Como la Secretaría de Energía pasó a determinar de forma discrecional —a través de un esquema de ‘costo plus’—cuánto cobran las empresas que controlan las represas del Comahue, la cuenta para calcular las regalías provinciales se distorsionó. En términos resumidos, así como los cuatro concesionarios sufrieron una fuerte merma de sus ingresos provenientes de la operación de sus activos hidroeléctricos, la recaudación de las arcas provinciales también se retrajo.
Una imagen panorámica de la represa Chocón.
Por eso, en la segunda mitad de 2023, en la antesala de que empezaran a vencer las concesiones de las centrales hidroeléctricas (las de Chocón, Alicurá y Cerros Colorados expiraron el 11 de agosto del año pasado), tanto Neuquén como Río Negro empezaron a impulsar proyectos legislativos para establecer el cobro de un canon sobre el uso del agua en las represas. La avanzada de las provincias nunca tuvo el visto bueno de Nación, que ahora abrió una mesa de negociación para que los gobernadores desistan de la percepción del canon a cambio de que el Estado nacional impulse una mejora en los ingresos que perciben las provincias en materia de regalías.
Según comentaron a este medio las fuentes consultadas, una de las ideas sobre las que se trabaja es que Neuquén y Río Negro puedan empezar a cobrar las regalías en especie —es decir, en forma de energía— para luego venderla por su cuenta a agentes del mercado (industrias, generadoras o distribuidoras eléctricas), obviamente a un precio más caro. Para eso, las provincias deberían recurrir a empresas comercializadoras —en algunos casos ya existen empresas públicas que podrían jugar ese rol— para poder firmar contratos en el MEM.
Consultado por este medio, el ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, dijo que aún no se acordó con Nación ningún aspecto del pago de regalías ni del canon y dijo que el asunto “está en conversaciones”.
“(El decreto) no es todo lo claro que hubiésemos pretendido desde la provincia. Ahora esperamos el trabajo en conjunto para determinar los pagos adicionales ya sea por canon o por regalías”, sostuvo. Es probable que este martes se concrete una reunión entre funcionarios del gobierno nacional y los mandatarios patagónicos para avanzar sobre esta agenda.
De fondo, lo que debe definir en los próximos seis meses el gobierno de Javier Milei es qué negocio les ofrecerá a los inversores interesados en participar de la relicitación de las represas hidroeléctricas. Desde hace años, la remuneración que reciben las empresas que generan electricidad en esas centrales se calcula de la siguiente manera: el Estado releva la estructura de costos de operación y mantenimiento de las represas y luego autoriza un pequeño margen de rentabilidad. Muy lejos de los parámetros de oferta y demanda que funcionan en un mercado libre como el que defiende el gobierno libertario. En los últimos años el monto de esa remuneración estuvo fijada en pesos, por lo que la inflación licuó el valor del negocio por la aceleración de la inflación y de la nominalidad de la economía.
El punto, hacia adelante, es qué tipo de negocio se les ofrecerá a los empresas eléctricas para intentar elevar el atractivo de la licitación. Desde que asumió, Rodríguez Chirillo estuvo convencido de poder avanzar rápidamente hacia una liberalización del mercado eléctrico. Incluso llegó a redactar una extensa regulación del reforma del sector que discutió el pasado 9 de julio con el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, pero el titular del Palacio de Hacienda frenó la publicación de la norma por el daño potencial que acarrearía su implementación. Sencillamente porque aún no están dadas la condiciones para avanzar con una apertura irrestricta del mercado.
Rolando Figueroa, gobernador de Neuquén.
La percepción mayoritaria entre los directivos consultados por este medio es que seis meses no es tiempo suficiente para concretar la tan mentada liberalización del MEM que persigue el secretario de Energía. A raíz de eso, lo más probable, si el gobierno quiere cumplir con los plazos dispuestos por el Decreto 718/24, es que deba apelar a algún esquema de contractualización a largo plazo para asegurarle a los privados en moneda dura cuánto cobrarán durante una nueva concesión de los activos.
No está definido, en el seno del gobierno, con qué tipo de contractualización se debería avanzar. Durante la gestión del ex ministro de Economía, Sergio Massa, se evaluó reconcesionar las represas por medio de contratos de Operación y Mantenimiento (O&M) firmados con el Estado nacional. Pero si la intención es que el sector público se retire del negocio para facilitar un mercado entre privados, una posibilidad es ofrecer un contrato de venta de energía (PPA, por sus siglas en inglés) entre los nuevos concesionarias y empresas distribuidoras de electricidad, siempre y cuando se pueda transicionar hacia un mercado libre de electricidad.
«Chirillo no nos dio mayores precisiones. Sería bueno que consulte a las empresas acerca de cómo ordenar hacia adelante el segmento de generación hidroeléctrica. Hace años que venimos estudiando y pensando alternativas. Pero aún no nos han consultado y no soy muy optimista de que lo hagan», señaló una de las fuentes consultadas.
Las cuatro compañías mencionadas están a cargo de las centrales hidroeléctricas ubicadas en los ríos Neuquén y Limay desde 1993 cuando el gobierno de Carlos Menem las adudicó por un plazo de 30 años. Una vez vencido ese período —que llegó a su fin el año pasado—, el Estado nacional debía definir si tomaba el control de los mismos o avanzaba hacia una nueva concesión, algo que fue definido ayer en mediante Decreto 718.
Según lo que establece, la nueva prórroga tendrá una duración de un año, salvo que las represas se readjudiquen antes de ese plazo. En esa dirección, el artículo 6 de la norma llama a Concurso Público Nacional e Internacional “competitivo y expeditivo, con el fin de proceder a la venta del paquete accionario mayoritario o controlante” de las sociedades Alicurá Hidroeléctrica Argentina SA, Chocón Hidroeléctrica Argentina SA, Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina sociedad anónima y Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina SA.
Por otro lado, ordena a Energía Argentina (ENARSA) y Nucleoeléctrica Argentina SA (NASA) transferir las acciones a la Secretaría de Energía, en conformidad con lo establecido en el capítulo de Privatizaciones de la Ley Bases y Puntos de Partidas para la Libertad de los Argentinos.
En cuanto al plazo de prórroga, establece que en caso de no adherir los concesionarios mencionados están obligados a continuar con la generación de energía eléctrica por un plazo no inferior a 45 días hábiles.
El Decreto 718 prácticamente no hace mención de las provincias de Neuquén y Río Negro, dueñas del recurso hídrico desde la Constitución de 1994. El hecho fue cuestionado por sectores políticos provinciales que desde hace dos años pedían que se tenga en cuenta a los gobiernos locales en la administración del agua.
Solo se menciona que las concesionarias que continúen operando deberán “abonar el esquema de regalías para las provincias de Río Negro y del Neuquén que se acuerde entre la Secretaría de Energía, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos”.
El mes pasado, Neuquén había aprobado la Ley 3442 que faculta a la provincia a cobrar un canon por el uso del agua para la generación eléctrica. El mismo texto, sostiene que el canon puede reducirse en tanto se incremente el monto de las regalías. Río Negro también aprobó una ley similar.
Desde la empresa AES Argentina, subsidiaria de la multinacional AES Corporation, afirmaron que “creemos que la decisión de que sean las empresas privadas, con probada experiencia en la operación de este tipo de activos tan importantes, las que operen estas centrales en el futuro, es un paso en la dirección correcta”.
Al mismo tiempo aseguraron que “vamos a seguir operando la central de manera profesional, tal como lo hicimos los últimos 30 años, hasta que el gobierno pueda concretar la licitación de la nueva concesión”.
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, Laura Hevia y Nicolás Gandini
Pluspetrol, una de las cinco mayores productoras de hidrocarburos, publicó su 16° Informe de Sostenibilidad, correspondiente al período del 1 de enero al 31 de diciembre de 2023. En relación a la Unidad de Negocios Argentina, durante 2023 la firma logró diferentes hitos, entre los que se destacan el trabajo de revisión y mejoras en el inventario de emisiones Gases de Efecto Invernadero (GEI). Además, se elaboró el Road Map de Biodiversidad con acciones a implementar para alcanzar las metas establecidas por la organización rumbo al 2030.
Además, la firma implementó diferentes proyectos de inversión social vinculados a los Ejes de la Estrategia de Responsabilidad Social de Argentina, y la ampliación del Programa de Desarrollo y Fortalecimiento de Proveedores Locales.
La compañía desembolsó US$ 271, 6 millones en tecnologías para reducir las emisiones. El 12% de las emisiones de GEI fueron de metano. Además, llevaron a cabo una inversión social de US$ 6,4 millones y el 94% de las compras de 2023 se realizaron a proveedores locales.
Además, se duplicó el porcentaje de residuos valorizados respecto a 2022 y el 94% de las quejas y reclamos recibidos fueron resueltos.
“Pluspetrol reafirma su compromiso a través de un Marco de Sostenibilidad que integra su política de sostenibilidad y su propósito de compañía enfocada en el desarrollo energético sostenible con las tendencias globales en la materia. Ha establecido mecanismos de debida diligencia en derechos humanos y metas de gestión ambiental entre las que se destacan aquellas para reducir emisiones de CO2, optimizar el consumo de agua dulce y gestionar la biodiversidad”, destacaron desde la petrolera.
El documento fue elaborado siguiendo las normas del Global Reporting Initiative (GRI). Desde la compañía ratificaron su compromiso con la seguridad operacional a través de su Marco de Seguridad de Procesos, y también se comprometieron a impulsa iniciativas de desarrollo local en alianza con organismos públicos y organizaciones de la sociedad civil en las comunidades cercanas a las áreas que opera.
“Todos los avances reflejan el compromiso de Pluspetrol con la gestión sostenible de su negocio, posicionándose como operador de excelencia tanto en el desarrollo de proyectos en Argentina como en los demás países donde tiene operaciones”, destacaron desde la firma.
A su vez, en el informe se detalla la actividad de la compañía en la exploración offshore. En el documento se indica que en las áreas de la cuenca Malvinas se avanzó en la identificación y evaluación de proyectos explora- torios, conformando un portfolio preliminar que será revisado con los productos sísmicos finales previstos.
Además, remarcan que, desde el punto de vista contractual, se logró la extensión del primer periodo exploratorio por dos años hasta octubre de 2025, y el cambio de compromiso de drop cores por reprocesa- miento sísmico 3D de alta resolución. Este cambio de actividad implica un mayor valor técnico para la definición del potencial prospectivo, y representa un ahorro significativo en el costo de ejecución respecto del compromiso original, según precisaron.
, Redaccion EconoJournal
El congreso sobre descarbonización del sector de Oil&Gas DECARBON 2025 reunirá a ejecutivos del sector y especialistas técnicos para explorar los últimos avances, estrategias y soluciones para reducir la huella de carbono de la industria. Se celebrará en Berlín, Alemania, los días 10 y 11 de febrero.
Se trata de un evento anual de networking que reúne al sector petrolero y compañías de gas, EPC, operadores de gasoductos y refinerías, organizado por el Grupo BGS.
En 2025, el Congreso le dará la bienvenida a sus participantes en Alemania, el país que se presenta como uno de los principales proveedores de energía limpia del mundo.
La lista de delegados incluye representantes de Shell, TotalEnergies, ENGIE, Grupo TAL, Worley, ELINOIL, Bonatti, OMV Downstream, SICIM y otros.
Durante la entrevista realizada el año pasado, Alessio Lilli, director general del Grupo TAL, un grupo dedicado a descarbonizar con innovaciones, compartió su impresión al unirse al networking: “Es muy útil brindar información sobre tendencias y proyectos actuales, así como generar ideas para futuras colaboraciones durante el evento. Los delegados van a tener la posibilidad de estar en contacto de primera mano con nuevas empresas y ampliar su conocimiento de los planes futuros”.
En DECARBON 2025, el ejecutivo del Grupo TAL se sumará a la sesión sobre transición a un sistema de bajo consumo de carbón como ponente junto con las empresas Onis, PT. Pertamina Gas, Edison, Enagas. Lilli – que participará por quinta vez en los congresos del Grupo BGS- presentará dos casos realizados en TAL.
El programa de negocios de DECARBON 2025 contará con expertos que participarán de debates en los diferentes formatos, incluyendo una mesa redonda y un taller.
Todos los formatos se centrarán en temas clave de la industria:
● Hoja de ruta Net Zero: cómo establecer el rumbo hacia la descarbonización;
● H2 Rainbow como herramienta de descarbonización;
● CCUS para un futuro con bajas emisiones de carbono;
● Tendencias y tecnologías de descarbonización en el sector del Oil&Gas;
● Mantenimiento predictivo: prevención de fallos de activos para reducir las emisiones.
“El Congreso de Descarbonización de Oil&Gas 2025 refleja la visión de la industria creciente atención a la responsabilidad ambiental con debates dirigidos a lograr un futuro más sostenible”, precisaron desde la organización.
Más información sobre el Congreso en este link:
Sea parte de DECARBON 2025: https://decarboncongress.com/
, Redaccion EconoJournal
El gobierno comenzó una carrera contrarreloj para procurar toda la potencia que sea posible tener disponible para el verano. Las proyecciones de pico de demanda de energía para el verano elaboradas por Cammesa e informadas por EconoJournal generan preocupación en la Secretaría de Energía. En un intento por evitar un escenario de cortes de luz por falta de energía, Cammesa esta conversando con Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) la posibilidad de postergar el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, que debería dejar de operar a fines de septiembre de este año. Para eso, deberá postergar la pronta expiración de la licencia de operación de Atucha I, para lo cual precisará del aval de varios organismos técnico-regulatorios.
En un informe elaborado en junio, Cammesa advirtió que el total de energía producida en el parque local de generación, sumadas a las importaciones de electricidad desde países vecinos, no alcanzaría para abastecer al pico de demanda que se registrará en el verano. El consumo de energía podría llegar a los 30.700 MW, es decir, más de 1.000 MW por encima que el récord histórico registrado en febrero de este año.
El faltante de potencia evaluado por Cammesa incluye la salida de servicio de Atucha I desde fines de septiembre para comenzar con el proyecto de extensión de su vida útil, que demandará prácticamente un año. Pero el gobierno ahora evalúa que el proyecto sea aplazado para luego del verano y así disponer de los 362 MW de la central nuclear para reforzar el sistema, según pudo saber EconoJournal de distintas fuentes oficiales.
«Se esta evaluando con NASA la eventual postergación de la salida por extensión de vida útil por unos meses para reforzar la disponibilidad de potencia en el verano, como parte de acciones contingentes en base a la evaluación de riesgos realizada. Se requiere acuerdo de la Autoridad Regulatoria Nuclear por tema licencia y coordinación a cargo de NASA», señaló una fuente dentro de Cammesa en estricto off.
Para proceder en esa dirección, Cammesa o la Secretaría de Energía debería elevar una notificación formal a la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el organismo que regula el sector nuclear.
Allegados de Nucleoeléctrica consultadas por este medio señalaron dos factores a considerar respecto a Atucha I: el combustible disponible dentro del reactor y el vencimiento de la licencia de operación. Ambos factores están directamente vinculados con el comienzo del proyecto de extensión de vida, pautado para el mes que viene y programado desde hace mucho tiempo.
Las fuentes observaron que el combustible alcanza para dos o tres meses de operación, por lo que Atucha I debería salir de servicio lo antes posible para ser reactivada en diciembre. «El combustible que hay (en el reactor) esta justo planificado para el momento que tenga que parar, por lo cual no es loco (sic) que la quieran parar ahora y que le demos continuidad en verano, pero no sabemos bien qué va a pasar», explicó una de las fuentes.
Un tema más sensible es relativo a la licencia de operación de Atucha I. «NASA técnicamente podría operar en el verano suspendiendo ahora, pero no es una decisión que pueda tomar NASA porque la licencia vence el 29 de septiembre y NASA no le puede pedir eso a la ARN, se tiene que resolver desde arriba (NdR: por instrucción de la Secretaría) e igual es complicado«, explicó otra de las fuentes.
El comienzo del proyecto está programado para septiembre. La obra implicará una salida de servicio de la central nuclear por dos años para realizar las tareas que permitirán extender su vida operativa por otras dos décadas. El proyecto lleva mucho más de una década en planificación y fue técnicamente aprobado por la ARN.
La licencia original de operación de Atucha I es por 32 años de «operación a plena potencia», una métrica que no equivale a años calendarios. Esa licencia venció en 2018, pero en 2014 la ARN otorgó una licencia de operación más allá de su vida original de diseño por diez años calendarios. Esta licencia expirará el 29 de septiembre. «NASA no le va a pedir a la ARN extender la licencia, es imposible eso», concluyó de forma tajante una de las fuentes consultadas.
, Nicolás Deza
“Por malas políticas energéticas, el kirchnerismo decidió que la salida más fácil era incumplir los contratos con Chile y dejar de exportar el gas prometido. Nosotros no vamos a hacer de cuenta que esa historia nunca existió. Sabemos que los dejamos sin más alternativas que construir plantas de regasificación”, reconoció Javier Milei ante unos 200 directivos chilenos que colmaron una de las salas del primer piso del hotel Mandarin Oriental en el coqueto barrio de Vitacura en Santiago de Chile. El Presidente llegó al país trasandino para cerrar el evento organizado por GasAndes, la empresa que opera el gasoducto homónimo que conecta ambos países, para celebrar el primer TCF (trillones de pies cúbicos) de gas natural enviado desde Neuquén hacia el otro lado de la Cordillera.
“Nunca volverá a haber faltante de gas en la Argentina», dijo Milei.
La iniciativa organizada por GasAndes, una compañía controlada por CGC, brazo petrolero del Corporación América que es presidida por Hugo Eurnekian, se convirtió en un verdadero hecho político de carácter binacional que logró convocar a funcionarios de los gobiernos de ambos países —participaron los cancilleres, ministros y el ex presidente Eduardo Frei—; altos directivos de empresas chilenas que consumen gas natural argentino —como Colbún, Metrogas Chile, Methanex, Codelco y Generadora Metropolitana, entre otras— y la primera línea de otras compañías petroleras de la Argentina como Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, Juan Martín Bulgheroni, vicepresidente de PAE, Javier Rielo, presidente de Américas de TotalEnergies; Gustavo Mariani, CEO y accionista de Pampa Energía; entre otros. También participó Daniel González Casartelli, que fue presentado como secretario de Recursos Naturales de la Argentina.
La presencia de Milei terminó de configurar un encuentro de carácter binacional con el despliegue sin precedentes desde que el gobierno de Néstor Kirchner interrumpió intempestivamente en 2006 las exportaciones de gas natural hacia Chile. “Estamos Redoblando esfuerzos para reconstruir confianza y la credibilidad que necesitamos para crecer. Nuestra vocación está signada por el compromiso de honrar los contratos celebrados, todos, los que nos gustan y los que no, inclusive los contratos dañinos o imprudentes firmados por las pésimas administraciones que nos precedieron”, declaró el primer mandatario. Fue un gesto político necesario para recuperar la confianza perdida.
El gasoducto GasAndes alcanzó este año la cifra de 28.500 millones de metros cúbicos de gas natural (1 TCF, por sus siglas en inglés) transportados desde su inauguración el 7 de agosto de 1997 por los presidentes Carlos Menem y Eduardo Frei.
“No fue, ni es, un proceso simple y la historia de GasAndes refleja distintos momentos en la integración entre ambos países a lo largo de los últimos 30 años, en los que se superaron momentos muy complejos, revalidando la conveniencia mutua de tener mercados más y mejor integrados”, afirmó Emilio Nadra, CEO de CGC y presidente de GasAndes en la apertura del acto.
Emilio Nadra, CEO de CGC y presidente de GasAndes en la apertura del acto.
«Este hito representa un proceso de integración virtuoso, proporcionando un mercado para la producción de gas argentino desde la cuenca neuquina, y una fuente de energía confiable, asequible y con bajas emisiones y polución para la Región Metropolitana (de Chile)», agregó.
La línea principal del gasoducto GasAndes tiene una longitud total de 463 kilómetros, a la que se suman 73 kilómetros de extensión en la región de O’Higgins en Chile.
Milei aprovechó también para subrayar el potencial energético del país. “Nunca volverá a haber faltante de gas en la Argentina. Alcanzará en demasía para nuestro país y también para exportar. Nunca volverá a haber déficit energético”, aseguró.
“Hace pocos días YPF y Petronas anunciaron el desarrollo de la planta de GNL que realizarán en Río Negro. Es ni más ni menos que la inversión más grande en la historia del país y nos colocará a la vanguardia del mercado global de exportación marítima de gas natural. También es una realidad el oleoducto Vaca Muerta Sur, que cuando sea finalizado permitirá la exportación de 280 millones de barriles por año”, agregó el mandatario.
Por último, destacó las políticas económicas llevadas adelante por Chile en los últimos 50 años. “Para nosotros, Chile ha sido un gran ejemplo de lo que hay que hacer para sostener el desarrollo económico en el tiempo, tanto por sus sanas relaciones entre lo público y lo privado como por su política económica innegociable, la cual ha perdurado a pesar de los cambios del ciclo político”.
, Nicolás Gandini, enviado especial a Santiago de Chile
La compañía de midstream Oleoductos del Valle (Oldelval) y Trafigura, que en la Argentina controla la red de estaciones Puma, se encuentran trabajando en un proyecto de reposición del oleoducto de derivación a la Refinería Bahía Blanca. La iniciativa permitirá potenciar la capacidad de transporte de Oldelval hasta 24.000 metros cúbicos (m3) por día.
“Esto le dará mayor confiabilidad de suministro a la Refinería y generará una nueva alternativa para los exportadores de crudo desde Vaca Muerta”, destacaron desde las empresas.
El “Proyecto Derivación” apunta a la renovación del oleoducto desde el sistema troncal de Oldelval, tramo Allen – Puerto Rosales, hasta la Refinería Bahía Blanca, ubicada al suroeste de la ciudad Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires.
Esta iniciativa está nucleada dentro de otras acciones que se están desarrollando en el Complejo Industrial que apuntan a generar mayor capacidad de almacenaje de crudo. Dentro de estos proyectos también se encuentra el desarrollo de un sistema de descarga de camiones y la interconexión a las distintas postas del puerto de Bahía Blanca.
El proyecto se iniciará en agosto. Prevé una inversión de más de 25 millones de dólares y estima que esté finalizado en 2025. El plan de tareas contempla el tendido de un ducto de 14 pulgadas de diámetro desde el oleoducto principal de Oldelval hasta la Refinería, con una extensión total de 11 kilómetros.
La instalación se extenderá desde la Línea 1 del oleoducto troncal de Oldelval, en cercanías a Villa Olga, hasta la Refinería. Allí, se proyecta la instalación de una unidad de medición, junto con la infraestructura de servicios auxiliares necesaria para la operación de las instalaciones. Los estudios de impacto ambiental ya fueron remitidos a las autoridades provinciales, según informaron.
Esta iniciativa va de la mano con diferentes proyectos que está desarrollando Oldelval para ampliar la capacidad de transporte y poder exportar el crudo de Vaca Muerta. Esto es así ya que el año que viene también entrará en operación la
ampliación de la infraestructura de evacuación, el proyecto Duplicar Plus, que permitirá exportar petróleo desde la formación hacia el océano Atlántico.
En la última edición del Energy Day organizado por EconoJournal, Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, precisó: “cuando esté listo el proyecto Duplicar Plus vamos a tener una capacidad de evacuación de 700.000 bdp, principalmente hacia el Atlántico, pero ayudado por el oleoducto Vaca Muerta Norte hacia el Pacífico”.
Estas obras serán clave y tendrán un impacto positivo en la economía puesto que, como se detalla en un informe de la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo, se estima que para 2025 la balanza comercial energética podría alcanzar un superávit de US$ 7.340 millones. Esto se explica fundamentalmente por el aumento de las exportaciones de petróleo, impulsadas por estos proyectos de infraestructura.
, Loana Tejero
Luego de que EconoJournal publicara la semana pasada la lista de los grandes anuncios energéticos que quedaron en la nada durante los últimos 20 años e incluyera la inversión de US$ 8400 millones en una planta de hidrógeno verde que prometió Fortescue en noviembre de 2021, la firma australiana salió a aclarar a través de un comunicado que podría desarrollar el proyecto «cuando las condiciones macroeconómicas sean estables».
La firma continúa trabajando en el país y se encuentra realizando en Río Negro estudios de impacto ambiental e ingeniería que incluyen la instalación de mástiles de medición de vientos para el desarrollo del Parque Eólico Cerro Policía en Río Negro, aunque esta vez sin dar plazos ni montos de inversión.
“La energía que produzca Cerro Policía alimentará en un futuro a la planta de hidrógeno verde que se desarrollaría cuando las condiciones macroeconómicas sean estables. Desde Fortescue celebramos la aprobación de la Ley de Bases y del RIGI. Fortescue está a la espera de la reglamentación de la Ley para evaluar los próximos pasos”, aseguró la compañía en referencia al anuncio de 2021 que preveía la construcción de una planta de producción de hidrógeno y un parque eólico en los alrededores de Sierra Grande. Además, estaba previsto montar un puerto en las cercanías de la localidad rionegrina de Punta Colorada.
Alberto Fernández y Andrew Forrest se dan la mano luego de que la empresa australiana anunciara en 2021 que iba a construir una planta de hidrógeno en Argentina.
“Si bien Fortescue anunció inicialmente el proyecto más grande en el país de hidrógeno verde, siempre aclaró que la inversión estaba vinculada a las condiciones macro y a la reglamentación para el sector. Seguimos apostando por la Argentina a la espera de esas condiciones. Por lo pronto, ha comenzado por el parque eólico ya mencionado”, agregó la compañía a modo de descargo.
En noviembre del año pasado, el empresario Andrew Forrest, presidente de Fortescue, fue recibido por el presidente brasileño Lula Da Silva y anunció una inversión de US$ 5000 millones para la construcción de una planta que producirá hidrógeno verde en el complejo portuario de Pecém, en la zona metropolitana de Fortaleza, Brasil. Algunos analistas sostienen que esa planta es la que tenía previsto montar en Argentina. Sin embargo, Fortescue remarcó que “la Argentina tiene todo el potencial para realizar proyectos de gran envergadura que puedan contribuir con la innovación y la descarbonización del mundo, un propósito clave para la compañía”.
, Redaccion EconoJournal
Las exportaciones de petróleo durante el primer semestre del año se ubicaron en el valor más elevado desde el 2005, año en el que el país llegó a exportar 175.000 barriles por día de crudo (bbl/d). Esto es así porque el volumen exportado durante los primeros seis meses de 2024 alcanzó los 168.000 barriles por día, un 46% por encima de lo verificado en idéntico período de 2023, con un total de 52 kbbl/d adicionales, y un 157% por encima del promedio verificado durante los 10 años previos.
El monto total de las exportaciones también fue el más elevado de las últimas dos décadas. Las exportaciones representaron US$ 2.534 millones, mientras que en 2005 el total fue de US$ 1.250 millones, según se desprende de un informe publicado por la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo. Concretamente, esto se explica por la variación que tuvo en precio del barril en los últimos 20 años. En 2005 el precio estaba en torno a los US$ 40, mientras que ahora se ubica cerca de los US$ 80.
A su vez, el precio de exportación se ubicó un 21% por encima del promedio de los últimos veinte años. Sin embargo, en el documento se detalla que las exportaciones se encuentran aún por debajo de los valores alcanzados en el segundo quinquenio de la década de 1990. Esto se explica porque en 1995, las exportaciones representaban un total de 184 kbbl/d; en 1996, 302 kbbl/d; y en 1998, 336 kbbl/d.
Desde Economía y Energía estiman que producto del aumento en las exportaciones de hidrocarburos, principalmente de las de crudo, sumado la caída en las importaciones, la balanza comercial energética sería superavitaria este año en más de US$ 5.000 millones.
Este superávit se daría gracias a un incremento de las exportaciones superior a los US$ 1.700 millones y a una disminución de las importaciones de casi US$ 3.300 millones con relación a lo verificado en 2023.
En esa misma línea, proyectan un superávit de US$ 7.340 millones para la balanza comercial energética del próximo año, lo que se explicará en gran medida por el aumento de las exportaciones de petróleo, gracias a proyectos de infraestructura de transporte y evacuación como el Duplicar Plus, que está llevando adelante Oldelval para llevar el petróleo de Vaca Muerta hacia el Atlántico.
Durante casi dos décadas, el petróleo pesado de Chubut concentró el mayor porcentaje respecto a las exportaciones de crudo. Sin embargo, el declino de los yacimientos convencionales y los altos niveles de productividad que tiene Vaca Muerta provocaron que la cuenca Neuquina desplace del primer lugar a la cuenca del Golfo San Jorge.
Desde 2021 el crudo Medanito de Vaca Muerta fue ganando protagonismo gracias al desarrollo no convencional. En consecuencia, la producción de campos convencionales de la cuenca del Golfo San Jorge fue a la baja. En el informe, se evidencia esta situación puesto que en junio de 2024 no se registraron exportaciones de crudo desde el Golfo San Jorge, pero si se obtuvieron 135 kbbl/d provenientes de la cuenca Neuquina y, en menor medida, de la Austral más la del Noroeste. Una tendencia que no se condice con lo que ocurría a principios de 2021 y 2022 cuando las exportaciones del Golfo (de Chubut y de Santa Cruz) eran más importantes que las de la cuenca Neuquina.
Esto se explica por la falta de crudo pesado en el parque refinador local y por la caída de la producción de petróleo de Santa Cruz, fundamentalmente. Todo el excedente de producción de crudo que se registraba años atrás ahora se vende en el mercado interno.
Frente a este escenario, se prevé que la producción de la cuenca Neuquina se expanda a una tasa acumulativa de 1,2% mensual, en línea con la variación de la producción verificada entre el primer semestre de 2024 y del de 2023. Además, se contempla una capacidad de exportación a través del gasoducto Transandino de 80 kbbl/d hasta el mes de diciembre de 2024, que en enero de 2025 se ampliará a 95 kbbl/d. También, un incremento en la capacidad de transporte de Oldelval a fin de este año lo que permitirá unos 377 kbbl/d, y que partir de marzo 2025 se elevará a 540 kbbl/d.
En ese sentido, en el informe se considera una tasa de declino interanual de la producción del 4,6% para la cuenca del Golfo San Jorge. Mientras que para las cuencas Austral y Noroeste habrá un declino interanual del 9,0%, en línea con lo registrado durante el primer semestre de 2024 con relación al mismo período de 2023. De este modo, las exportaciones de crudo promediarían los 183 kbbl/d en 2024 y los 236 kbbl/d en 2025.
, Loana Tejero
Directivos de compañías de servicios de pozo, proveedores de herramientas y tecnología, representantes de la industria metalmecánica y líderes de empresas productoras de hidrocarburos en Vaca Muerta participarán de una nueva edición del Supplier Day, un evento organizado por EconoJournal. El objetivo del encuentro, que tendrá lugar el próximo miércoles 21 de agosto en Buenos Aires, será conocer y visibilizar las agendas de la cadena de valor de la industria energética. 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.
Las empresas de servicios que forman parte de la cadena de valor se presentan como un eslabón fundamental para lograr el desarrollo, la eficiencia y la productividad que se registró en Vaca Muerta durante los últimos años. Es por esto que en el evento se pondrá foco en las novedades en el área de innovación y tecnología, así como también en las acciones para seguir optimizando la eficiencia operativa en la perforación y completación de pozos.
También se hará un repaso sobre las oportunidades que habilitará la ampliación de la infraestructura de transporte y evacuación de petróleo en Vaca Muerta y se abordará la reducción de emisiones de CO2 como vector de desarrollo para los proveedores locales.
La apertura del evento estará a cargo de Rubén Etcheverry, ministro de Infraestructura de Neuquén. A su vez, en el primer panel, Guillermo Murphy (Tecpetrol) y Nicolás Scalzo (Pluspetrol) debatirán sobre las oportunidades que habilita la expansión de la infraestructura de Oil&Gas.
Tanto el segundo y el tercer bloque estarán destinado a los tópicos de optimización y competitividad. Alllí disertarán Daniel Herrero (Toyota); José Ferreiro (Techint Ingeniería y Construcción); Guillermo Acosta (ministro de Economía y Gestión Pública de Córdoba); Briceno Lenin (Shell); Christian Cerne (Proshale); Jaime Arias (Flargent); y Miguel Ungaro (AESA).
La integración inteligente de los actores en la industria de Oil&Gas también será uno de los ejes del evento sobre el que debatirán Mauricio Uribe (Fecene); Eduardo Borri (Bertotto Boglione); Sebastián Martinovic (AERCOM); Sergio Schiavoni (Geopatagonia); y Mauricio Cordiviola (Camuzzi).
También se analizará cuáles son los desafíos que deben afrontar los proveedores en cuanto a la reconfiguración del negocio convencional de hidrocarburos y los que existen en el área de la lógistica. Sobre este último tema expondrán Natalia Muguerza (del Depósito Fiscal y Aduanero de Neuquén); Gonzalo Cicilio (Andreani); y Lucas Albanesi (Río Neuquén).
Asimismo, habrá un segundo bloque destinado a la integración inteligente del que participarán Pablo Fiscaletti (QM); Leonardo Brkusic (GAPP); Pablo Canessa (Loginter); Federico Resio (Prodeng); y Estanislao Schilardi (Netza).
A su turno, Diego Martínez (Weatherford); Fernando Rearte (Halliburton) y Fernando Díaz Alberdi (Tenaris); expondrán sobre la perforación y completación de pozos. Mientras que Leonardo Deccechis (Aconcagua Energía); Ezequiel Cufré, especialista en Oil&Gas de Chubut; Andrés Ponce (Pecom); y Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza; analizarán cómo sumar eficiencia en campos convencionales de hidrocarburos
Por último, la atención se centrará también en las soluciones tecnológicas para mitigar emisiones de carbono. Los protagonistas de este panel serán Valeria Iglesias (Vista); Francisco Di Raimondo (Motomecánica); y Federico Gayoso (Transeparation).
, Loana Tejero
La Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, creó el Programa de Reconversión y Eficiencia Energética para el recambio de equipos y materiales y favorecer así un uso responsable de la energía. Está diseñado para usuarios residenciales, comerciales e industriales y tendrá financiamiento del Banco Nación. La medida se publicó este jueves en el Boletín Oficial mediante la resolución 202/24.
El programa consiste en financiar la reconversión de edificaciones y promover el recambio de equipamiento por tecnologías nuevas, más eficientes y con menor consumo de energía, según destaca la resolución.
El Banco Nación y la Secretaría de Energía firmarán un convenio que permitirá “planes de pago, bonificación de tasas y condiciones específicas que a tal efecto oportunamente se establezcan”.
Todavía falta conocer mayores detalles del plan, pero está abierta la posibilidad a que se sumen otras entidades bancarias al programa, que estará bajo el paraguas de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético dirigido por Mariela Beljansky.
El programa tendrá el foco en “acelerar la penetración de las nuevas tecnologías en los consumidores residenciales, de servicios, comerciales e industriales, a través del reemplazo y adquisición de bienes que cumplan con normas técnicas que garanticen una mejora en la eficiencia energética o que se trate de tecnologías reconocidas por su aporte al control y gestión del consumo energético, eficiencia de vanguardia y/o por su incorporación de fuentes renovables”, según especifica la resolución.
El programa de eficiencia energética contiene un anexo con “el listado de equipos, materiales, artefactos y estudios con acceso al financiamiento convenido con el Banco Nación, el cual podrá ser ampliado en el futuro”.
La lista incluye a televisores, microondas, hornos a gas natural, aires acondicionados, heladeras, termotanques solares, ventiladores, bombas de calor, lámparas led, paneles solares, herramientas de construcción, pinturas, materiales aislantes, revestimientos, cámaras de frío, motores, calderas, sistemas de eficiencia energética, recuperación de calor y gestión y optimización de la energía, entre otros.
, Roberto Bellato
Arcadium Lithium, uno de los principales productores de carbonato de litio del planeta, que se creó el año pasado a partir de la fusión entre Allkem y Livent, ratificó este miércoles la continuidad de su programa de inversiones para ampliar su producción de litio en la Argentina pese al adverso escenario internacional provocado por la brusca caída del precio del mineral.
A raíz de eso, Arcadium anunció ayer que decidió aplazar uno de sus proyectos en Canadá. Sin embargo, la compañía confirmó que seguirá adelante con su plan de inversiones en el país. En esa clave, si bien indicó que está reevaluando con cuál de sus dos proyectos de desarrollo en la Argentina —Fénix, donde prevé sumar una producción de 25.000 toneladas de carbonato en el Salar del Hombre Muerto, y Sal de Vida, ambos en Catamarca— avanzará primero, su expansión en la Argentina está fuera de discusión pese a la abrupta caída del precio de carbonato de litio, que hoy cotiza por debajo de los US$ 15.000 cuando hace tres años cotizaba por encima de los 60.000 dólares.
«En lugar de ejecutar simultáneamente la Fase 1B de Fénix y la Etapa 1 de Sal de Vida, como había anunciado previamente, procederá a completar estos proyectos de manera secuencial«, explicó la compañía mediante un comunicado de prensa difundido a nivel global en atención a la presentación de los resultados del segundo trimestre del año.
Arcadium afirmó, además, que prevé incrementar un 25% su producción combinada de hidróxido y carbonato de litio durante 2024, para lo cual será clave el rol de la Argentina. Fénix y Olaroz, las dos expansiones en el país que desarrolló la compañía en los últimos años, están en pleno proceso de puesta en marcha. «Ya están produciendo volúmenes de carbonato de litio a escala comercial, lo que se traducirá en un aumento de los volúmenes de ventas durante la segunda mitad del año. Esperamos un crecimiento adicional en el volumen de Olaroz y Fénix en 2025, ya que ambos proyectos avanzan de manera firme hacia el objetivo de alcanzar su capacidad nominal total de 40.000 y 30.000 toneladas métricas (incluyendo cloruro de litio), respectivamente», explicó la compañía.
El Salar del Hombre Muerto está emplazado al noreste de Catamarca, en el límite con Salta. El yacimiento posee una salmuera muy rica en litio, con una producción histórica de alrededor de 740 mg/l. A menos de 10 kilómetros de distancia se encuentra Sal de Vida, que podría contar con recursos por 6,85 millones de toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE).
Paul Graves, CEO de Arcadium Lithium, trazó el siguiente escenario para explicar las medidas que tomó la empresa para adecuarse el contexto global. “A pesar de los actuales precios del litio, seguimos viendo una sólida trayectoria de crecimiento a largo plazo para la demanda de este mineral y prevemos que, con el tiempo, el mercado volverá a tener fundamentos más saludables”, afirmó el directivo.
“Sin embargo, el mercado está indicando claramente que no es necesario que el sector aumente la oferta al ritmo previsto anteriormente. Por lo tanto, hemos decidido posponer las inversiones en dos de nuestros cuatro proyectos de expansión actuales. Nos mantenemos plenamente comprometidos con el desarrollo de nuestro atractivo portafolio de oportunidades de expansión, donde se espera que cada uno de estos proyectos esté entre las operaciones de litio de menor costo a nivel mundial una vez finalizados», agregó.
Estimación de Ingresos y EBITDA de Arcadium Lithium en 2024
Fuente: Arcadium Lithium
La principal medida defensiva de Arcadium Lithium fue pausar la inversión en el proyecto Galaxy (anteriormente conocido como “James Bay”) en Canadá, donde apuntaba a sumar 40.000 toneladas métricas (LCE) de producción. «La compañía está explorando la posibilidad de sumar a un socio interesado en aportar capital al proyecto a cambio de una inversión estratégica a largo plazo», indicó la empresa mediante un comunicado. En total, Arcadium prevé recortar en unos US$ 500 millones su gasto de capital (capex) durante los próximos 24 meses.
A su vez, la compañía no tiene planes de alterar el desarrollo de Nemaska Lithium, un proyecto integrado de espodumeno e hidróxido de 32.000 toneladas métricas también ubicado en Canadá.
Durante la presentación de resultados del segundo trimestre, Arcadium señaló que el precio promedio obtenido para el hidróxido de litio y el carbonato de litio alcanzó en el período los US$ 17.200 por tonelada métrica, en tanto que el EBITDA ajustado fue de US$ 99,1 millones.
«Seguimos enfocados en aprovechar nuestra operación de bajo costo y alta calidad, así como en nuestra estrategia de conseguir contratos a largo plazo con clientes clave para atravesar cualquier condición del mercado», enfatizó la firma mediante un comunicado. La organización planea alcanzar una reducción de costos en 2024 que oscila entre US$ 60 y 80 millones.
, Loana Tejero
Las compañías Pan American Energy, CGC, Tenaris, Techint Ingeniería & Construcción, Honeywell Argentina, Tecpetrol y Molinos Agro realizan la octava edición de un programa de prácticas profesionales internacionales en el que participan 27 estudiantes de prestigiosas universidades de Estados Unidos. Desde el inicio de la iniciativa en 2015 se recibieron más de 2.000 postulaciones y 100 pasantes internacionales ya participaron del programa.
La iniciativa, de dos meses de duración, tiene como objetivo impulsar el intercambio cultural y profesional recíproco de conocimientos y experiencias, como así también continuar posicionando el potencial industrial y las capacidades de la Argentina a escala global.
Los estudiantes reciben una inducción y luego realizan un proyecto específico, que les aporta experiencia en el campo laboral, con la guía de un tutor designado por cada una de las compañías que son parte del programa.
El programa de prácticas profesionales internacionales está abierto a todas las universidades de Estados Unidos y este año recibió postulaciones de más de 60 casas de altos estudios.
Para la edición 2024, los pasantes que fueron seleccionados pertenecen a las siguientes universidades: Rice University, Columbia University, University of Houston, University of Texas at Austin, Colorado School of Mines, New York University, Yale University, Georgia Institute of Technology, Lehigh University, Texas A&M University, University of California y University of Oklahoma.
En 2023, de las más de 600 postulaciones recibidas, se seleccionaron 27 estudiantes de universidades de Estados Unidos, quienes realizaron sus prácticas profesionales en Pan American Energy, CGC, Techint Ingeniería & Construcción, Honeywell Argentina, Tenaris, Tecpetrol y Molinos Agro en diferentes locaciones del país, como Chubut, Neuquén, Santa Cruz, Santa Fe, Campana y Ciudad de Buenos Aires.
Del acto de cierre del programa, -realizado en el Palacio San Martín del Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto-, participaron el Secretario de Relaciones Económicas Internacionales, Embajador Marcelo Cima; el secretario de Educación de la Nación, Carlos Torrendell; el Subsecretario de Promoción de las Exportaciones, las Inversiones, la Educación, la Ciencia y la Cultura, Ramiro Velloso; el Embajador de Estados Unidos en Argentina, Marc Stanley.
También estuvieron presentes el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el Presidente de CGC, Hugo Eurnekián; el Presidente de Tenaris Cono Sur, Javier Martinez Álvarez; el CEO de Techint Ingeniería y Construcción, Oscar Scarpari; el Presidente de Honeywell Argentina, Gustavo Galambos; el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous; el CEO de Molinos Agro, Pablo Noceda, y el Director General de la Organización Techint, Guillermo Hang.
, Loana Tejero
El presidente Javier Milei viajará este jueves por la mañana a Neuquén para recorrer por primera vez yacimientos de Vaca Muerta y luego partirá en avión a Santiago de Chile donde participará por la tarde de un evento organizado por Gas Andes, la empresa que controla el gasoducto homónimo por el que se exporta gas al país trasandino.
“Celebremos nuestro primer TCF de gas natural transportado entre Argentina y Chile por el gasoducto Gas Andes”, destaca la invitación que difundió la compañía, un hito que servirá como plataforma para tratar de fortalecer el vínculo con un mercado que supo estar entre los principales de la Argentina y se vio dañado luego de que el gobierno de Néstor Kirchner empezara a interrumpir las exportaciones de gas al país vecino en 2004. Un TCF (Trillion Cubic Feet) equivale a 28.000 millones de metros cúbicos. Eso fue lo transportado desde la inauguración del gasoducto en agosto de 1997.
Milei viará acompañado del jefe de Gabinete Guillermo Francos, su hermana y secretaria general de la presidencia Karina Milei, el vicejefe de Gabinete José Rolandi, el vocero Manuel Adorni y Daniel González, que se desempeña desde hace algunas semanas como viceministro de Energía y Minería, aunque su nombramiento aún no fue oficializado. El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, no integrará la comitiva.
El evento contará con la participación de directivos de la mayoría de las empresas que operan en la industria argentina del gas, tanto productores, como transportistas y distribuidores. Milei busca respaldar con su presencia el mercado de exportación de gas a Chile. No está confirmado aún si se encontrará también con el presidente Gabriel Boric.
, Redaccion EconoJournal
El gobierno autorizó una suba de 1,5% del precio regulado de los biocombustibles que se mezclan con las naftas y el gasoil para el mes de agosto. Los aumentos se publicaron este miércoles en el Boletín Oficial a través de las resoluciones 200 y 201, firmadas por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.
De este modo, el precio de adquisición del etanol de caña, producido en los ingenios del Noroeste del país, pasó de 635 a 644,5 pesos por cada litro. Mientras que el precio del etanol maicero, elaborado en las provincias del centro, saltó de 582 a 590,7 pesos.
Lo mismo ocurrió con el precio de adquisición del biodiesel, que se produce en base a aceite de soja y se mezcla con el gasoil, que se incrementó de 951.285 a 965.554 pesos por cada tonelada para el mes de agosto.
La Ley 27.640 establece que el bioetanol, la mezcla que tienen que hacer las refinerías es de 12%, que se divide en 6,5% para el elaborado a base de caña y 6,5% para el producido a base de maíz. Por su parte, el biodiesel producido con aceite de soja se tiene que mezclar en un 7,5% por cada litro de gasoil.
En junio había sido la última actualización de los bios y el aumento del etanol fue de un 2% y el del biodiesel un 1,4%. Según información de la Secretaría de Energía, desde que asumió el gobierno de Javier Milei el aumento del bioetanol de caña fue de 85%, ya que pasó de $ 348,5 en diciembre a $ 644,5 en agosto por litro.
En el caso del etanol de maíz, la suba desde diciembre fue de 63,5% (pasó de $ 361,1 de diciembre a $ 590,7 de agosto).
En tanto, en el caso del biodiesel el precio con el nuevo gobierno nacional aumento un 40,5%. La tonelada del combustible elaborado con aceite de soja pasó de $ 686.986 en diciembre a $ 965.554 de agosto.
, Roberto Bellato
Arcadium Lithium, la compañía dedicada al desarrollo de productos químicos de litio que surgió de la fusión entre Allkem y Livent, adquirió el negocio de litio metálico de la empresa canadiense Li-Metal Corp. Se trata de una firma abocada a la producción de tecnologías, que aún se encuentran pendientes de patente, que permitirán que los ánodos de litio y el metal de litio necesarios para las baterías de próxima generación se produzcan a partir de materias primas ampliamente disponibles, a escala y a una fracción del costo de los procesos convencionales.
La adquisición, que se efectivizó por US$ 11 millones, incluye la propiedad intelectual y los activos físicos relacionados con la producción de litio metálico, incluida una planta piloto de producción en Ontario, Canadá. El personal clave del negocio de Li-Metal se unirá a Arcadium Lithium como parte de la adquisición. En este sentido, Maciej Jastrzebski, cofundador y director de tecnología de Li-Metal, firmó un acuerdo de consultoría con empresa para facilitar la transferencia de tecnología e integrar el equipo.
Paul Graves, presidente y director ejecutivo de Arcadium Lithium, aseguró: “Estamos entusiasmados de dar la bienvenida al equipo a Arcadium Lithium mientras buscamos liderar el desarrollo de tecnología de vanguardia para la producción de litio metálico a partir de carbonato de litio. Esta pequeña pero importante adquisición nos brinda una plataforma para avanzar en nuevas y mejores vías de proceso para la fabricación de litio metálico”.
A su vez, el ejecutivo aseguró que “la capacidad de producir litio metálico a partir de carbonato de litio dará una flexibilidad adicional para utilizar nuestra red integrada verticalmente de activos al tiempo que reduce la necesidad de litio metálico de terceros. Esto mejorará aún más la competitividad de nuestro negocio y nos ayudará a crear la escala necesaria para satisfacer la creciente demanda de materiales para baterías de próxima generación desarrollados a partir de litio metálico”.
Arcadium Lithium utiliza litio metálico para fabricar productos especializados de litio, incluidos el litio metálico de alta pureza (HPM) y LIOVIX®, una formulación patentada de litio metálico imprimible, para aplicaciones de baterías primarias y baterías de próxima generación.
Además, la compañía también procesa litio metálico en butil litio, utilizado en la fabricación de neumáticos “verdes” ligeros, entre otras aplicaciones, así como productos químicos especiales de litio utilizados en medicina, agricultura, electrónica y otras industrias.
Frente a esto, desde la firma expresaron que “se espera que la adquisición fortalezca la posición de Arcadium Lithium como líder mundial en la producción de litio metálico al proporcionar procesos más seguros, de menor costo y más sostenibles para la producción de litio metálico utilizando diversos grados de carbonato de litio como materia prima, que la compañía produce en la Argentina”.
En esa misma línea, destacaron que estas nuevas capacidades complementarán las tecnologías de proceso existentes de la compañía para producir litio metálico en su sitio de Bessemer City en Carolina del Norte, Estados Unidos, utilizando cloruro de litio concentrado de su instalación ubicada en el Parque Industrial de la localidad salteña de General Güemes, en Argentina.
Arcadium Lithium está a cargo de varios proyectos de litio en la Argentina. Es responsable del proyecto Salar del Hombre Muerto ubicado en el noreste de la provincia de Catamarca, en el límite con la provincia de Salta y a unos 1.300 kilómetros al noroeste de Buenos Aires. Ese yacimiento posee una salmuera muy rica en litio, con una producción histórica de más de 740 mg/l.
A su vez, posee el 66, 5% del proyecto Olaroz, la iniciativa ubicada en la puna jujeña que se encuentra en producción comercial de carbonato de litio desde 2016, a 3.900 metros sobre el nivel del mar. Se trata de uno de los sitios de estanques de evaporación de litio con mayor producción del mundo.
, Loana Tejero
El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, difirió al menos por un año la liberalización del mercado de exportación de gas natural hacia Chile. Algo similar sucedió hace tres semanas en el sector eléctrico cuando el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, atajó a último momento la publicación de una resolución redactada por colaboradores del titular de la cartera energética que instruía una reforma estructural del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El titular del Palacio de Hacienda pudo evitar que esa normativa, que habría generado un enorme nivel de incertidumbre entre las empresas generadoras de energía por su complejísima implementación, llegara al Boletín Oficial pese a que el borrador de la norma ya estaba cargado en el Sistema de Gestión Documental del Estado (GDE).
En el caso del gas natural, aunque Rodríguez Chirillo fue uno de los escribas de la Ley Bases que promueve la apertura de la economía, finalmente el secretario de Energía pateó para adelante la desregulación del mercado de exportación de gas natural. Lo hizo, fundamentalmente, por dos cuestiones centrales: primero, porque el marco regulatorio vigente establece, a través las resoluciones que dieron forma al Plan Gas, que la posibilidad de vender gas hacia Chile funciona como una especie de premio para las petroleras que invierten primero para aumentar la producción doméstica del hidrocarburo.
Como el mercado argentino de gas natural posee un importante swing entre invierno y verano —en julio se llegan a consumir 170 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas contra una media de alrededor de 120 millones en enero—, la venta de gas hacia el otro lado de la Cordillera es una manera de atenuar ese desbalance que atenta contra la sanidad del negocio gasífero.
Segundo, porque el consenso mayoritario entre los principales jugadores de la industria —YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pampa y CGC— aduce que una apertura irrestricta del mercado de exportación terminaría desembocando en una canibalización entre las empresas productoras que destruiría la señal de precios de venta hacia Chile. Como consecuencia de eso, se terminaría beneficiando y transfiriendo buena parte de la renta del negocio hacia las compañías compradoras del otro lado de la Cordillera (mineras, generadoras y empresas de distribución de gas, entre otras).
Sobre la base de esa realidad, la Secretaría de Energía aprobó el 22 de julio la Nota Nº 387 que definió cuánto gas natural podrá exportar cada petrolera durante el período estival, que va desde el 1º de enero de 2025 hasta el 30 de abril de 2025, y también durante el próximo invierno.
La normativa que lleva la firma de Rodríguez Chirillo asignó un cupo que marcará cuánto podrá vender como máximo cada compañía. En total, se autorizaron exportaciones por hasta 9 MMm3/día de gas natural desde Neuquén y hasta 2 MMm3/día desde la cuenca Austral. A su vez, se estableció un precio mínimo para el gas de exportación, que para la cuenca Neuquina quedó fijado en un 5,5% del precio del Brent, que este miércoles cotizó en 76,64 dólares. En función de ese valor, las petroleras no podrán exportar gas hacia el país trasandino a menos de US$ 4,20 por millón de BTU. Para la cuenca Austral, estableció un importe mínimo de 2,81 dólares.
La utilización de mecanismos como ‘cupos’ y ‘precios mínimos’ no integran el ideario del libre mercado que profesa Rodríguez Chirillo, sino que están más emparentados con mercados administrados por el Estado. De ahí la desilusión de algunas empresas que tenían la expectativa de que el gobierno avance con una mayor liberación del esquema de exportación de gas. La mayoría de los productores consultados por EconoJournal manifestó, sin embargo, su conformidad con la decisión que tomó el Ejecutivo.
El secretaría de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, en una de sus primeras aparaciones públicas a principios de año.
La antesala a la asignación de los permisos para exportar gas hacia Chile durante el verano es siempre una instancia de discusión con el Poder Ejecutivo y también hacia dentro de la industria, dado que las empresas productoras no suelen tener los mismos intereses —más bien lo contrario—, están establecidas en diferentes cuencas productoras y a su vez, el rol de YPF siempre es conflictivo porque la petrolera bajo control estatal arrastra desde hace más de 20 años un contrato de exportación hacia Methanex en Chile a través de la cuenca Austral que es motivo de discordia con el resto de las productoras de Tierra del Fuego y Santa Cruz porque YPF dejó de invertir hace años en el desarrollo de gas en esas provincias (por lo que no debería recibir los beneficios que otorga el Plan Gas), pero al no poder romper ese entendimiento contractual con la empresa canadiense —uno de los mayores productores de metanol del planeta— porque eso implicaría afrontar una contingencia millonaria por enviar mucho menos gas del que se había comprometido inicialmente, el Estado suele hacer la vista gorda y permitir que YPF siga exportando gas hacia la planta de Methanex en Punta Arenas.
Este año se sumó como elemento adicional la transición desde una regulación a otra. Dado que la resolución 360/2021 de Energía, que marcó los criterios de asignación de los cupos de exportación a cada empresa, expirará este año y empezará a regir la resolución 774/2022 que regulará el mercado durante los próximos cuatro años, no estaba claro qué marco de interpretación utilizaría la Secretaría de Energía para definir cuánto gas podrá exportar cada empresa. El posicionamiento verbal de Rodríguez Chirillo, siempre a favor de levantar cualquier intervención del Estado, no ayudó a despejar la incertidumbre.
Lo que se definió finalmente es no alterar el marco normativo vigente y respetar los términos de la resolución 774, que se extiende hasta diciembre de 2028, fecha en que finalizarán los contratos entre productores y el Estado a través de Enarsa y Cammesa firmados bajo el paraguas del Plan Gas.
En líneas generales, esa norma le otorga prioridad para acceder al cupo de exportación de verano a las petroleras que hayan comprometido en 2022 más producción para cubrir el pico de demanda residencial de gas natural durante el invierno.
El ‘gas de invierno’, que se adjudicó bajo la órbita de la ronda 4.2 del Plan Gas y se transporta por el Gasoducto Néstor Kirchner, no es un producto demasiado atractivo por las petroleras porque la producción de gas que se utiliza para cubrir esa demanda proviene de pozos que sólo tienen consumo asegurado durante los cuatro o cinco meses en el año en que se extiende el frío. Por eso, algunas compañías pidieron precios de hasta 7 u 8 dólares por MMBTU —el doble que el precio promedio del Plan Gas— para garantizar su aprovisionamiento. Otras, en cambio, ofertaron gas a precios más bajos, cercanos a los 4,50 dólares, que fueron los que terminó convalidando la Secretaría de Energía.
El incentivo que fija el Plan Gas para beneficiar a las empresas que ofrecen los precios más bajos del ‘gas de invierno’ fue darles prioridad para acceder al mercado de exportación de verano hacia Chile. Los cupos asignados este año respetan esa idea. Por eso, Tecpetrol, YPF, PAE y Pampa, las cuatro empresas que más gas aportaron para cubrir el pico de consumo domiciliario de este invierno, fueron las autorizadas a exportar desde Neuquén un volumen mayor que el que pudieron comercializar el verano pasado.
Cupos de exportación de gas natural hacia Chile desde Neuquén
Por empresa, en verano y en MMm3/día
Fuente: Secretaría de Energía
En la cuenca Austral, la novedad es que sorpresivamente Energía autorizó a cuatro compañías —Alianza Petrolera, Interoil, Capetrol y Petrominera Chubut— prácticamente desconocidas dentro de la industria a enviar pequeños volúmenes de gas hacia el Sur de Chile por gasoductos ubicados en Santa Cruz.
Las empresas en cuestión fueron beneficiadas con la posibilidad de exportar porque se comprometieron, bajo el paraguas de la ronda 5.2 del Plan Gas, a inyectar producción incremental de gas desde yacimiento convencionales ubicados en Santa Cruz y Chubut.
Cupos de exportación de gas natural hacia Chile desde la cuenca Austral
Por empresa, en verano y en MMm3/día
Fuente: Secretaría de Energía
, Nicolas Gandini
Paolo Rocca, presidente de Techint, el mayor grupo industrial-energético de la Argentina, advirtió este martes sobre los riesgos que implica el avance de China en el control de toda la cadena de valor de las energías renovables. La potencia asiática consolidó en los últimos años una fuerte presencia en todos los segmentos de ese negocio: desde el refinado de litio hasta la fabricación de paneles solares, baterías y molinos eólicos.
“China ve la transición energética como una oportunidad extraordinaria para reducir su dependencia de los combustibles fósiles, que necesariamente se importan a través de rutas marítimas expuestas a sanciones o que son vulnerables en caso de conflictos armados”, enfatizó el ejecutivo, que fue uno de los principales expositores del congreso siderúrgico organizado por el Instituto Aco Brasil en San Pablo. “Al mismo tiempo, busca consolidar una posición dominante en la producción y transformación de insumos básicos, con costos y escalas de producción difíciles de replicar en otros países”, agregó.
Paolo Rocca fue uno de los principales oradores del congreso organizado por el Instituto Aco Brasil.
Un informe publicado en abril por la Comisión Europea deja entrever que el posicionamiento de China como el mayor proveedores de tecnologías en el sector de energías renovables se explica, en buena medida, por los múltiples subsidios estatales que reciben las empresas fabricantes de ese país y también por la decisión estratégica del Partido Comunista para promover la venta de insumos a precios de descuento —que ni siquiera cubren sus costos de producción, en una clara práctica de dumping comercial— para incentivar la expansión de las compañías chinas en el mercado global de energía y eliminar a sus competidores occidentales.
En un mundo que avanza, con marchas y contramarchas, hacia una agenda de descarbonización, que necesariamente implicará un crecimiento de las energías renovables, el riesgo es que China monopolice el suministro de insumos y equipamientos marcando el pulso del negocio a nivel internacional en función de sus intereses geopolíticos.
Frente a ese escenario, Rocca llamó a buscar sinergias entre las economías de América Latina para posicionarse frente a la tendencia imperante a nivel mundial. “Nuestros países tienen la energía y los recursos naturales que permitirían un crecimiento muy eficiente en términos de reducción de emisiones, con inversiones mucho menores que las propuestas para Europa, Japón y el T-MEC (que estarán respaldadas por enormes subsidios estatales)”, afirmó, antes de añadir: “La matriz energética del Mercosur, con amplia disponibilidad de energía hidroeléctrica, gas natural y energías renovables de diferentes fuentes (eólica, solar, biomasa), permitiría un crecimiento racional y eficiente con costos marginales y muy bajas emisiones de CO2 respecto de cualquier alternativa». «Pero esta discusión va más allá de los límites de la política industrial de cada bloque y aún no se lleva a cabo con una visión integrada”, advirtió.
Rocca sostuvo que el crecimiento chino no se desarrolló en un contexto de libre mercado comparable al de las democracias occidentales, sino bajo un sistema autoritario que centraliza recursos y capta excedentes productivos.
“Las importaciones chinas controlan la inflación en América Latina pero tienen un impacto negativo en sus sectores industriales, la inversión y el crecimiento. Esta dinámica ha creado una aparente complementariedad entre las economías que exportan materias primas y China, que necesita insumos para su vasta producción manufacturera”, indicó el número 1 del grupo Techint.
El directivo de Techint destacó la preocupante situación económica de las naciones del Mercosur, señalando que «el consumo de acero no crece porque nuestras economías crecen muy lentamente, en un modelo que privilegia los productos primarios y los sectores financieros y de servicios».
En su presentación precisó que a lo largo de los últimos 15 años, las economías de esta región han visto una disminución en su participación en el PBI mundial, pasando del 4,1% al 3,0%. En términos de PBI per cápita, el crecimiento ha sido inferior al 10%, en contraste con el crecimiento del 25% en EE.UU. y del 15% en Europa.
Rocca advirtió que esta situación representa «una imagen de un fracaso colectivo» en América Latina que ha afectado gravemente la calidad institucional y la gobernabilidad. Más tarde atribuyó este estancamiento a políticas económicas ineficaces implementadas por gobiernos democráticos, que han «creado distorsiones sectoriales, desalentado las inversiones y promovido el avance de la informalidad en la economía«.
«Estas políticas no han logrado el objetivo fundamental para nuestra sociedad: el crecimiento sustentable y la creación de oportunidades», afirmó. Además, subrayó que el aumento del peso del Estado en la economía ha superado al de los países desarrollados, aunque la calidad de los servicios ofrecidos sigue siendo deficiente.
El ejecutivo también remarcó la difícil situación de las empresas privadas, que enfrentan «una carga impositiva sustancialmente mayor» que sus pares en Estados Unidos, Europa o Japón. «Tienen que competir por recursos financieros con estados que, en la mayoría de los casos, generan grandes pérdidas», manifestó.
, Mauricio Luna
Con el fin de contribuir a la meta de reducción de emisiones de CO2 planteada por la compañía, este es el primer acuerdo de energía renovable que Smurfit Westrock cierra en la Argentina eligiendo a 360Energy como su aliado para ello. Las compañías firmaron un Power Purchase Agreement (PPA, por sus siglas en inglés) de abastecimiento de energía renovable para el suministro de 22 gigawatts por hora (GWh) anuales. La energía provendrá del Complejo Solar 360Energy La Rioja, uno de los parques solares más grandes de la Argentina dirigido al Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER).
A partir de este acuerdo, Smurfit Westrock abastecerá el consumo energético de una de sus plantas del clúster Argentina-Chile en la localidad de Bernal, provincia de Buenos Aires, donde se realiza la fabricación de papel a partir de fibras posconsumo para ser luego utilizado en empaques de cartón corrugado.
El suministro de energía renovable evitará la emisión de 10.000 toneladas de CO2e anualmente, reemplazando el consumo de energía fósil y contribuyendo significativamente a su meta de reducción de emisiones, según precisaron desde la firma.
Asimismo, el acuerdo entre 360Energy y Smurfit Westrock incluye la entrega de IRECs. Estos certificados internacionales garantizan que la energía consumida por Smurfit Westrock es de origen renovable, reforzando el compromiso de la empresa con la sustentabilidad.
El contrato fue formalizado en una jornada en las oficinas de Buenos Aires de 360Energy, donde estuvieron presentes su CEO, Federico Sbarbi Osuna, junto al equipo comercial liderado por Ricardo Bernengo, y Rodrigo Longarte, CEO Smurfit Westrock Argentina & Chile en conjunto con Mario Virili, Director de Papel y Fibras de la compañía.
“Este evento no solo marcó el inicio de una colaboración estratégica, sino que también destacó el compromiso de ambas empresas con la transición hacia un futuro más sostenible”, indicaron desde la compañía.
Rodrigo Longarte, CEO de Smurfit Westrock manifestó: “Esta alianza marca un hito en la historia de la compañía en el país. Como líderes en sustentabilidad, basamos nuestras metas de crecimiento sostenible en tres pilares: Personas, Planeta y Negocio de Impacto. Esto significa que continuamente procuramos minimizar nuestro impacto ambiental y practicar un gobierno responsable; tratar con respeto a nuestros stakeholders; y crear un negocio de impacto a través de nuestros productos y su elaboración.”
“Este es el primer acuerdo, pero nuestra visión es la de continuar avanzando progresivamente con la incorporación del resto de las plantas que operan en el país bajo esta modalidad, con el fin de lograr los objetivos establecidos a nivel global”, indicó Mario Virili, director de Papel y Fibras del fabricante.
A su vez, Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy, afirmó: «Nos complace anunciar la firma de este nuevo acuerdo de compra de energía con Smurfit Westrock. Ser elegidos como sus primeros proveedores de energía renovable en Argentina es un orgullo y un paso más en nuestra capacidad de ofrecer soluciones energéticas sostenibles”.
El ejecutivo concluyó: “Estamos comprometidos con ser protagonistas de la transición energética a través de la energía solar y hacer nuestro aporte hacia un mundo más sustentable, y esta alianza es un reflejo de ese compromiso compartido entre Smurfit Westrock y 360Energy.»
, Redaccion EconoJournal
La compañía de capitales argentinos PCR firmó un contrato este lunes con YPF para adquirir el Clúster Mendoza III, que cuenta con las áreas convencionales Llancanelo y Llancanelo R, ubicadas a 30 kilómetros de la localidad de Malargüe, en la provincia de Mendoza. Según pudo relevar EconoJournal, PCR apunta a duplicar la producción de petróleo pesado en las áreas que se desprendió la petrolera bajo control estatal.
La adquisición es parte del Proyecto Andes, el proceso de venta de campos convencionales que YPF está llevando adelante este año para desprenderse de áreas que ya pasaron su pico productivo y poner el foco en los hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. La compra de las áreas mendocinas de PCR está sujeta a la aprobación de la provincia.
Desde la compañía remarcaron a EconoJournal que apuntan primero a “un plan de inversiones para delimitar las reservas y, en función de eso, imaginar un plateau de producción”.
Las áreas en Llancanelo son de crudo pesado y de alta viscosidad. Ambas fueron cedidas con concesiones de explotación vigentes. Llancanelo (95,9 km2) vence en 2036, mientras que la concesión de Llancanelo R (346 km2) culmina en noviembre de 2027, aunque cuenta con posibilidad de prórroga.
El Banco Santander está a cargo del proceso de venta de los campos maduros. Según la presentación que elaboró la entidad bancaria sobre las 55 áreas de YPF, a la que tuvo acceso de forma exclusiva este medio en abril, la producción neta a febrero de los dos bloques es de 1.818 barriles diarios de petróleo (bbl/d), a través de 39 pozos. PCR tiene el objetivo de duplicar ese volumen para alcanzar los 3.600 bbl/d.
Además, en febrero de 2023 PCR adquirió al grupo Phoenix Global Resources cinco áreas convencionales en el sur de Mendoza: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea y La Paloma-Cerro Alquitrán, que forman parte del sector norte de la cuenca Neuquina. La compañía proyecta invertir en total unos US$ 20 millones en los próximos años para incrementar la producción y reservas en las cinco áreas que adquirió en 2023.
Ahora sumó los campos Llancanelo y Llancanelo R. De este modo, PCR se posicionó como uno de los principales referentes de la industria en la provincia y sumó reservas por 7.925.000 barriles de petróleo, según informó en un comunicado.
El CEO de PCR, Martín Brandi, señaló que “estamos muy contentos de asumir este nuevo desafío para seguir fortaleciendo el desarrollo de la compañía en el mercado petrolero de nuestro país. Proyectamos incrementar la producción y reservas de las áreas adquiridas mediante actividades de inversión para aumentar volúmenes de crudo, optimizando y reactivando pozos existentes, así como también evaluando posibles nuevas acumulaciones de hidrocarburos y perforando en nuevas estructuras.”
PCR tiene 100 años y se especializa en los sectores de petróleo, gas y es el principal fabricante de cemento de la Patagonia. También es uno de los líderes en generación de energía renovable del país, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis. También produce hidrocarburos en Ecuador y tiene inversiones en el sector energético en Estados Unidos.
, Roberto Bellato
El gobierno de la provincia del Neuquén anunció la primera edición de Edifica Neuquén 2024. El encuentro se realizará bajo el lema: Tecnología para una infraestructura sostenible. La exposición se llevará a cabo el 28 de agosto y será la inauguración del Centro de Convenciones que se construyó en la Isla 132 del Paseo de la Costa del río Limay, en la ciudad capital.
Organizado por el ministerio de Infraestructura de la provincia, la jornada reunirá a los actores del mundo de la construcción y hará que este espacio ponga primera en su objetivo de promover encuentros que potencien el desarrollo de las actividades productivas y económicas de la provincia.
El evento fue pensado para los profesionales de la construcción que pondrán capacitarse con las presentaciones de nuevos productos y charlas abiertas de marcas líderes en el sector. Además, durante tres días, diferentes disertantes expondrán sobre el uso de nuevas tecnologías, aplicaciones y uso de nuevos métodos para la construcción.
También, habrá un espacio para que las marcas (o empresas) expongan sus productos y servicios. Del mismo modo, se pensó en un área de Networking para que los asistentes puedan compartir ideas y nuevos contactos. Además, habrá un sector al aire libre para empresas que quieran exhibir maquinarias, módulos habitacionales, vehículos tecnológicos para la construcción y demás productos/servicios relacionados.
El evento será de entrada libre y gratuita. El público podrá disfrutar del patio de marcas, del sector de expositores además de acceder a todas las charlas.
Edifica Neuquén 2024 comenzará a las 9 de la mañana y finalizará todos los días a las 18. Contará con estacionamiento, un sector gastronómico y un espacio para la recreación infantil con juegos.
Las empresas que quieran participar como sponsor de la muestra pueden comunicarse con la organización del evento al (299) 4567290 o a través de la web.
Redes: Edifica Neuquén @edificaneuquen
, Redaccion EconoJournal
La Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, eximió del pago del Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (PAIS) a las importaciones de bienes de 16 proyectos de generación de energía renovable. El beneficio fiscal es para plantas que están en la etapa de construcción y alcanza a compañías del sector que pueden contar o no con financiación del exterior para efectuar el pago de la compra de bienes en el exterior. Se trata de 13 proyectos solares, dos parques eólicos y un híbrido, es decir, solar y eólico.
La medida se publicó este martes en el Boletín Oficial a través de la resolución 195, firmada por el secretario energético. “Estas previsiones resultarán de aplicación para las operaciones de compra de billetes y divisas en moneda extranjera que se efectúen a partir del día de la publicación de la presente medida”, destaca la resolución oficial. En junio, la cartera energética ya había otorgado el mismo beneficio a otros 28 proyectos renovables.
En total, son ocho proyectos están bajo el contrato entre privados Mater (Mercado a Término de Energías Renovables). Además, cuatro están bajo la Ronda 1.5 del programa Renovar, el programa impulsado en 2016 para desarrollar las energías de fuentes renovables en el país, y uno pertenece a la Ronda 2. También hay tres proyectos renovables bajo la modalidad del Programa Genren, lanzado en 2009.
El impuesto PAIS lo creó el gobierno de Alberto Fernández en diciembre de 2019, ni bien asumió la presidencia. La medida fue de emergencia para desalentar la compra y los gastos en dólares por la escasez de la moneda extranjera.
En octubre de 2023, mediante la resolución 824 y 714, el anterior gobierno del Frente de Todos eximió del pago del impuesto PAIS a los proyectos de generación de energía de fuente térmica, hidroeléctrica y a más de 200 proyectos renovables. El beneficio fiscal alcanza a la importación de bienes para obras de generación eléctrica en construcción o para mantenimiento.
Uno de los proyectos eximidos del pago del impuesto PAIS es el Parque Solar Los Quemados I y II que está construyendo YPF Luz en Mendoza. Además, la compañía MSU Green Energy estará eximido en los proyectos solares MSU Andalgalá y San Martín I, en Catamarca.
Por su parte, la compañía PCR también fue eximida en las importaciones de bienes para la construcción de los proyectos eólicos La Victoria y Mataco II, en la provincia de Buenos Aires. También en el parque eólico y solar San Luis Norte, que es el primer parque híbrido del país.
La empresa 360 Energy obtuvo el beneficio fiscal para nueve proyectos solares: La Rioja IV, Honda I, Cañada Honda II, Chimbera I, Nonogasta, Fiambalá, Tinogasta, Saujil y Tinogasta II.
, Roberto Bellato
La UTE Techint-SACDE y BTU informaron a Enarsa el mes pasado, a través de una serie de cartas a las que accedió EconoJournal en exclusiva, que la reversión del Gasoducto Norte presentó mayores dificultades que las previstas y responsabilizaron a la compañía estatal por lo ocurrido. Si bien en las notas plantearon la posibilidad de que se produjera una demora en los plazos, fuentes de las empresas aseguraron a este medio que incrementaron los esfuerzos para cumplir con la fecha de entrega de septiembre, aunque coincidieron en afirmar que el costo será mayor al presupuestado en un comienzo.
La obra es clave debido al declino de la producción de la Cuenca del Noroeste Argentino y la caída de las importaciones provenientes de Bolivia. El objetivo es llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy para generación de energía eléctrica, abastecimiento de hogares, industrias y el desarrollo a escala de nuevas actividades como la minería de litio, además de exportar gas a países de la región.
Enarsa también ratificó ante EconoJournal que trabaja para que se cumpla el plazo de finalización de obra previsto. “Desde el inicio de la gestión actual, Energía Argentina S.A se abocó a relicitar la obra que la administración anterior había dejado sin adjudicar y cuya declaración de ´desierta´ era la única alternativa posible, por errores en el proceso licitatorio. Así las cosas, desde Enarsa se decidió redefinir el proceso y el presupuesto oficial, sabiendo que los plazos y la ejecución de la obra eran muy exigentes. A partir de la adjudicación, se trabaja con el objetivo de cumplir los plazos y los tiempos contractuales establecidos. Por ello, la empresa realiza un seguimiento permanente de la situación y del cumplimiento de los contratistas en los plazos fijados, buscando mitigar las situaciones que normalmente se presentan en este tipo de obras”, remarcaron
La reversión del gasoducto inicialmente se dividió en tres partes:
-El renglón 1 abarcaba la reversión de cuatro plantas compresoras existentes en Córdoba, Santiago del Estero y Salta, el tendido de dos loops paralelos al Gasoducto Norte de 62 kilómetros de extensión y la construcción de los 22 kilómetros finales del gasoducto Tío Pujio-la Carlota.
-El renglón 2 cubría el trayecto que va del kilómetro 0 al 50.
-El renglón 3 cubría el tramo que va del kilómetro 50 al 100, a construir entre Río Pujio y La Carlota en la provincia de Córdoba.
Los renglones 2 y 3 se licitaron y se los adjudicó la UTE Techint-Sacde, mientras que la licitación del renglón 1 se complicó porque las ofertas recibidas habían superado el presupuesto máximo autorizado por el gobierno anterior en el pliego licitatorio. Debido a ello la administración actual rechazó las ofertas y dividió parte de la obra en dos nuevas licitaciones. La licitación 01/2024 contempló un primer renglón con los 22 kilómetros del gasoducto Tío Pujio-La Carlota que faltaba adjudicar y un segundo renglón con los 62 kilómetros de loop al Gasoducto Norte, mientras que la licitación 02/2024 incluyó la reversión de cuatro plantas compresoras. Los dos nuevos renglones de la licitación 01/2024 los ganó BTU y la reversión de las plantas compresoras quedó en manos de Esuco.
La UTE Techint-SACDE envió el 12 de julio una nota a Enarsa donde afirman que “el corrimiento de la fecha APF (Apto Para Funcionar) es una consecuencia de las sucesivas modificaciones introducidas unilateralmente por Enarsa en el proyecto, puntualmente en la planta compresora La Carlota”.
La carta enviada por la UTE Techint SACDE a Enarsa.
La modificación principal a la que hacen referencia es el corrimiento de la trampa lanzadora. En el texto sostienen que el 16 de febrero fue la primera presentación de la ingeniería con la disposición de la trampa de scraper, sin que haya sido objetada en la calificación del 7 de marzo. Luego afirman que el 18 de marzo se realizó la segunda presentación sin modificar su ubicación, la cual no fue objetada en la calificación del 8 de abril. La tercera presentación se hizo el 18 de abril y mantenía la ubicación original, pero afirman que esa sí fue objetada por Enarsa en la calificación del 14 de mayo. Ese mismo 14 de mayo la UTE solicitó una reunión para analizar el tema, la cual se concretó recién el 6 de junio.
“En síntesis, la demora en la definición de la ubicación de la trampa de scraper, por indefinición del comitente (Enarsa), fue en total de 110 días, de los cuales 88 corresponden al período que va del 16 de febrero, fecha de la primera presentación, y el 14 de mayo, fecha de la observación, y los otros 22 al período del 14 de mayo al 6 de junio, que es el período que demandó realizar la reunión solicitada por la UT con carácter de urgente”, afirma la nota de Techint-SACDE.
La UTE remarca que el problema de los atrasos en la calificación de la ingeniería ha sido algo recurrente desde la firma del contrato y fue advertido en reiteradas ocasiones. “En un proyecto que debe ser completado en un plazo tan ajustado como el presente, es innegable que este accionar repercutió en el desarrollo de la ingeniería con el consecuente impacto en costos y plazos”, afirmaron. Además, remarcan que las modificaciones introducidas por Enarsa se encuentran fuera del alcance contractual porque fueron incorporadas recién “en la reunión de lanzamiento el 1 de febrero, modificando en gran medida la documentación presentada en el pliego de licitación”.
Como la carta estaba fechada hace casi un mes, EconoJournal consultó a la UTE para saber si van a poder cumplir con los plazos. “La carta remitida es parte de un intercambio con el cliente que hace referencia a los términos del contrato y sus condiciones de cumplimiento, normal en este tipo de proyectos. Con independencia de esto, y de no mediar inconvenientes, nuestra estimación es que la UTE cumplirá con los tiempos establecidos en el contrato para el Apto Funcionamiento (Renglón 2: 05/09; Renglón 3: 15/09). De hecho, se está avanzando con el cierre metálico del ducto y continúan las pruebas hidráulicas, restando las últimas tres pruebas con fecha de finalización para mediados de agosto. El apto para funcionar está planificado para septiembre, cuando se realizará una soldadura de obra para cerrar la prueba hidráulica”, remarcaron.
BTU afirma en su nota del 8 de julio que “las cañerías de 30» suministradas por Enarsa presentan un desvío en el largo del cut back, el cual excede las dimensiones aceptadas por la especificación técnica”. La empresa remarca que advirtió a Enarsa sobre este problema el 28 de mayo y propuso utilizar mantas termo contraíbles como revestimiento integral de la cañería para solucionar el problema. “Igual situación se presentó en algunos caños de 36» en el GPNK, la cual fue resuelta sin inconvenientes con la aplicación de mantas dobles”, remarcó.
Una de las cartas enviadas por BTU a Enarsa, a las que accedió EconoJournal en exclusiva.
BTU cuenta que TGN comunicó inicialmente que no aceptaba la utilización de mantas dobles y propuso otro método que la firma comandada por Carlos Mundin se negaba a adoptar porque consideraba que no era la opción más efectiva. Luego de una serie de idas y vueltas, finalmente se resolvió aplicar 323 mantas adicionales a las previstas, pero entre el tiempo que llevó el debate y la solución posterior se perdieron 35 días. “Toda esta situación deriva de la entrega de cañería por parte de Enarsa, la cual presenta un desvío normativo el cual no es responsabilidad de BTU”, subrayó la firma.
Un inconveniente adicional surgió a raíz de la identificación de cuatro cauces de agua futuros que no habían sido detectados durante la visita a la zona ni tampoco con el relevamiento planialtimétrico, dado que los mismos no existían en ese momento. Las obras adicionales demoraron los plazos y a su vez incrementaron los costos dado que no estaban previstos en la licitación inicial.
Por último, BTU también cuestionó a Enarsa en la nota citada por la falta de respuesta a una serie de consultas técnicas y por múltiples desvíos en los plazos de aprobación de la ingeniería de detalle.
Más allá de todos los reclamos formulados en la carta, EconoJournal consultó este lunes a fuentes de la compañía para saber si van a poder cumplir con el plazo original previsto. “Desde que sucedieron todos esos hechos, se tomaron un montón de medidas de mitigación porque tanto el cliente como nosotros sabemos de la necesidad de la obra. Pusimos doble dotación de personal para aplicar los revestimientos y sumamos equipos para garantizar los cruces de los cauces. Tomamos un montón de medidas que no estaban previstas originalmente y que tienen un costo adicional. Debido a ello creemos que vamos a poder cumplir con las fechas originalmente planteadas”, respondieron.
La obra también contempla la reversión de cuatro plantas compresoras, licitación que fue ganada por Esuco. Si bien está previsto que el gasoducto pueda comenzar a funcionar aún sin esas plantas compresoras, Econojournal consultó a la empresa para conocer el grado de avance de esas obras. “Por nuestro lado tenemos la entrega contractualmente fijada para el próximo año en este orden: marzo dos plantas y junio las otras dos. Estamos trabajando contrarreloj e intensamente en la ingeniería con Enarsa, lanzando la compra de todos los materiales posibles y buscando acortar todo plazo de entrega de materiales para llegar antes, si se pudiera”, dijeron fuentes de la compañía.
, Fernando Krakowiak
Pecom, la empresa de energía del grupo Pérez Companc, adquirió las principales áreas convencionales que operaba YPF, la petrolera controlada por el Estado, en Chubut. La compañía que lidera Luis Perez Companc presentó las ofertas más competitivas por los dos clústers de campos maduros Campamento Central – Cañadón Perdido (al 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía) y El Trébol – Escalante, que tienen una producción de 10.250 bbl/día de petróleo. La adquisición se dio bajo la órbita del Proyecto Andes, la licitación a cargo del Banco Santander mediante la cual YPF está encarando su proceso de desinversión en campos maduros.
Gracias a la compra de estas áreas, Pecom reingresará nuevamente en el ranking de empresas operadoras de yacimientos hidrocarburíferos, 21 años después de que la empresa vendiera sus activos locales a Petrobras en mayo de 2003.
Luis Pérez Companc aseguró: “Estoy muy emocionado por este regreso a la operación. El proyecto Andes de YPF llegó en el momento justo en el que buscábamos dar un paso muy importante con Pecom, y demuestra que el sector energético argentino brinda oportunidades y puede ser la punta de lanza del crecimiento de nuestro país”.
A su vez, Gustavo Astie, CEO de Pecom, expresó: “Estamos muy entusiasmados con volver a nuestro papel de operador y con la posibilidad de incrementar la actividad y desarrollar las áreas. La provincia de Chubut ha tenido un rol muy destacado en la historia de los negocios del Pecom, y es un orgullo que este regreso se dé allí”.
Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, Pecom ofreció unos US$ 85 millones para adquirir los dos bloques que conforman el clúster El Trébol-Escalante. Con esa oferta, dejó en segundo lugar a Capsa, uno de los tres mayores productores de crudo en la cuenca del Golfo San Jorge.
En base a esto, desde la firma precisaron: “Al asumir nuevamente el rol de operador, la empresa se compromete a trabajar estrechamente con las autoridades provinciales y municipales, los gremios, las comunidades apoyado como siempre en su recurso diferencial, sus colaboradores”.
Si bien el 50% del capital accionario del clúster conformado por las áreas Campamento Central y Cañadón Perdido le pertenecen a Enap Sipetrol, la compañía ya inició un proceso para vender sus activos en la Argentina. Lo que derive de ese proceso determinará qué empresa operará el porcentaje restante.
, Redaccion EconoJournal
Bentia Energy, la nueva operadora petrolera creada por el ex ministro de Energía Javier Iguacel junto con Ingeniería SIMA y TB Cargo, adquirió el Clúster Neuquén Norte de YPF, que nuclea las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruíz y Las Manadas. A su vez, Sean Rooney, ex presidente de Shell junto a la petrolera pyme Velitec, consiguió obtener el Clúster Señal Picada-Punta Barda ubicado en Río Negro y Neuquén, sobre la Cuenca Neuquina, otra de las áreas que YPF puso a la venta.
Ambas transacciones se concretaron bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa de desinversión en campos maduros que lleva adelante la petrolera bajo control estatal. De esta manera, las compañías se transformaron en las primeras petroleras en firmar con YPF la compra de campos maduros de los que se está desprendiendo la compañía que preside Horacio Marín.
Una de las petroleras que también estaba disputando el Clúster Neuquén Norte era Petróleos Sudamericanos (PETSA), pero la oferta de Bentia Energy fue la más competitiva. Lo mismo sucedió con la propuesta de Velitec por el Clúster Señal Picada-Punta Barda, un área que produce 4.022 bbl/d de petróleo y 86 km3/d de gas. La sociedad había realizado la mejor oferta por ese campo que abarca 402,9 kilómetros de Neuquén y 462,7 kilómetros de Río Negro.
En un comunicado difundido esta tarde, Javier Iguacel, CEO de Bentia Energy, consideró: “Esta adquisición representa un hito fundamental en nuestro camino hacia el desarrollo de una empresa energética de clase mundial. Estamos comprometidos a maximizar el potencial del Clúster Neuquén Norte, generando valor para nuestros accionistas, empleados y para toda la comunidad”.
En esa misma línea, desde YPF expresaron que «la transacción demuestra el compromiso de YPF con la optimización de su portafolio y la búsqueda de nuevos socios estratégicos para el desarrollo de la industria energética argentina”.
Desde la compañía que lidera Iguacel aseveraron que «este acuerdo, que marca el inicio de una nueva etapa para la compañía y consolida a Bentia Energy como un actor clave en el sector energético y minero del país».
A su vez, remarcaron que «esta adquisición se alinea con la visión de la empresa de contribuir al crecimiento económico de la Argentina a través de la explotación responsable de los recursos naturales».
Bentia será el operador de los campos ubicados en Neuquén y SIMA Investment, subsidiaria de Ingeniería SIMA, un grupo liderado por Diego Manfio, aportará su know how en las áreas de mantenimiento e infraestructura. A su vez, TB Cargo brindará sus servicios de logística y previsión de insumos y servicios.
, Redaccion EconoJournal
La balanza comercial energética sería este año superavitaria en más de US$ 5.000 millones como resultado del aumento en las exportaciones de hidrocarburos y una caída en las importaciones. Las ventas al exterior podría trepar hasta los US$ 9.679 millones durante 2024, mientras que las compras totalizaría unos US$ 4.600 millones, según estimaciones de la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo. Para encontrar un antecedente similar hay que remontarse casi 20 años atrás cuando la balanza energética registró un superávit de US$ 5.605 millones en el año 2005. Desde ese momento, el aumento de las importaciones de gas natural y combustibles fue deteriorando los saldos exportables, tanto que a partir de 2011 siempre se registraron déficit comercial energético (salvo 2020 por la pandemia). Este año marcará un cambio disruptivo en esa tendencia.
El superávit este año se alcanzará por “un claro quiebre con respecto a la trayectoria que exhibió la balanza comercial energética a lo largo de la última década y media. Dicho superávit se alcanzaría gracias a un incremento de las exportaciones superior a los US$ 1.700 millones y a una disminución de las importaciones de casi US$ 3.300 millones con relación a lo verificado en 2023”, destaca el informe de Economía y Energía, que está realizado en base a datos oficiales de la Secretaría de Energía.
El mayor déficit energético desde 2000 a la actualidad fue el del año 2013, que alcanzó los US$ 6.902 millones. Aunque el año que más se destinaron divisas para la importación del rubro energético fue 2022, que se pagaron importaciones por US$ 12.868 millones superando a 2013, que registró US$ 12.464 millones.
Además, la consultora proyecta que para 2025 la balanza comercial energética seguirá mejorando y podría alcanzar un superávit de US$ 7.340 millones. Los datos indican que las exportaciones continuarán aumentando, fundamentalmente por las ventas de petróleo.
La principal razón es que el año que viene entrará en operación la ampliación de la infraestructura de evacuación y transporte de crudo de la compañía Oldelval (Oleoductos del Valle), que está llevando adelante el proyecto Duplicar Plus, que permitirá ampliar significativamente el sistema de transporte y evacuación de petróleo desde Vaca Muerta hacia el océano Atlántico.
Las exportaciones energéticas en 2024 podrían alcanzar los US$ 9.679 millones, es decir, un 22% más que en 2023 (US$ 7.911 millones). El informe proyecta también que para 2025 las exportaciones del rubro energía del país aumentarán respecto a este año un 10% (US$ 943 millones), ya que alcanzarían los US$ 10.622 millones.
El principal rubro de la balanza energética es el petróleo. Las exportaciones de crudo del año pasado fueron de US$ 3.887 millones, pero las de 2024 totalizarían los US$ 5.487 millones. Es decir, las ventas de petróleo podrían crecer en 12 meses unos US$ 1.600 millones. EyE estima que para 2025 las ventas al exterior de barriles de crudo serían de US$ 6.621 millones, marcando una salto de US$ 1.100 millones respecto a 2024.
Las importaciones energéticas caerían en 2024 hasta los US$ 3.298 millones, es decir, un 42% menos en comparación al año pasado. Esto se explica porque las compras de energía al extranjero totalizaron en 2023 unos US$ 7.924 millones, mientras que las proyecciones de EyE para 2024 indican que serán de US$ 4.626 millones.
En 2025 las importaciones energéticas seguirían reduciéndose en un 29% (US$ 1.343 millones) en comparación a 2024.
, Roberto Bellato
Durante el 1° y el 2 de agosto, se desarrolló la cuarta edición de Expo Red YPF, organizada por la Asociación de Operadores de YPF. El evento que congrega a las estaciones de servicio de la red y a sus proveedores, con el objetivo de fomentar la colaboración y el desarrollo en el sector de combustibles, se desarrolló en el predio de Costa Salguero, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Bertotto Boglione, proveedor de tanques para estaciones de servicio, participó del evento y ofreció soluciones de almacenamiento.
“En los dos días de exposición y ante mas de 10.000 asistentes, la empresa de Marcos Juárez tuvo encuentros muy positivos con clientes y amigos, y con la destacada visita de Horacio Marín, presidente de YPF”, destacaron desde la firma.
La estrella del stand fue el B-Bot. Se trata del nuevo dispositivo de telemedición y geolocalización que permite conocer niveles de almacenamiento del tanque y, lo más importante, la geolocalización del mismo. Los tanques cuentan con este tipo de tecnología; lo que permite conocer la ubicación del equipo para facilitar la logística y la disposición de los elementos. Hubo consultas de cotizaciones y características.
“Las expectativas luego de un exitoso paso por Expo Red 2024 tienen relación con el fortalecimiento de los vínculos comerciales y la información adquirida para conocer las necesidades y ofrecer soluciones adaptadas, como su estilo de trabajo indica” precisaron desde la compañía.
, Loana Tejero
Las obras en el reactor multipropósito RA-10 de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) avanzan a buen ritmo. INVAP, el diseñador del reactor y principal contratista de la obra, acaba de finalizar la instalación del tanque reflector, una pieza crítica. La institución madre del sector nuclear espera para el 2026 ya estar produciendo radioisótopos médicos y otros servicios que podrían generar ventas anuales por US$ 90 millones. Entre los servicios que ofrecerá el reactor destaca uno novedoso para el país, el dopado de silicio, una funcionalidad que posicionará a la Argentina en la industria electrónica mundial.
Un nuevo reporte elaborado por la CNEA indica que el reactor podría generar ventas anuales por 90.000.000 de dólares una vez alcanzado el pleno desarrollo productivo y la comercialización de sus productos, que son en su gran mayoría exportables. Esto incluye exportaciones de silicio dopado valuadas en US$ 6 millones por año.
“La producción de silicio dopado no esta vendida aún, pero sí tenemos tres empresas interesadas en comprar toda la capacidad de producción”, dijo Herman Blaumann, gerente del proyecto RA-10, consultado por EconoJournal.
INVAP finalizó la instalación del tanque reflector dentro de la pileta del reactor RA-10.
El reactor RA-10 permitirá a la Argentina incrementar la producción de radioisótopos médicos que ya se producen en otros reactores (molibdeno 99), otros nuevos (como el lutecio 177), realizar investigación con haces de neutrones, brindar servicios industriales (análisis de materiales) y realizar ensayos fundamentales para el diseño de nuevos combustibles nucleares para centrales de potencia. Otra funcionalidad que será novedosa para el país es el dopado de silicio, un servicio crecientemente demandado en el extranjero.
La irradiación de silicio, conocida técnicamente como dopaje por transmutación de neutrones, cambia las propiedades del silicio al introducir fósforo y lo transforma en un mejor conductor de electricidad. De esta forma, con el silicio dopado se obtiene un rendimiento mejor y más confiable en todos los dispositivos electrónicos y es particularmente crítico para dispositivos de electrónica de alta y muy alta potencia.
El reactor OPAL diseñado por INVAP para Australia es actualmente el principal proveedor de silicio dopado con neutrones del mundo, cubriendo casi el 60% de la oferta global. Diversas industrias están incrementando la demanda de este tipo de semiconductores. La industria automotriz es un caso paradigmático: un vehículo eléctrico puede tener 3000 chips de alta potencia o más.
El servicio en el reactor RA-10 consistirá en colocar los lingotes de silicio en la posición correspondiente dentro del tanque reflector e irradiarlos hasta modificar sus propiedades. “El cliente traerá silicio de alta pureza, se lo irradiará para bajar su resistividad y convertirá en un producto apto para electrónica de potencia. Vamos a tener una capacidad de caracterizar el efecto de la exposición pero también lo verificará el cliente”, explicó Blaumann. El cliente luego fracciona el lingote dopado en forma de obleas para destinarlas a la producción de chips.
Uno de los potenciales clientes del RA-10 proyecta que la demanda de silicio dopado crecerá entre un 8 y 10% anual en los próximos años. “Seremos capaces de producir unas 80 toneladas anuales”, explicó el gerente del proyecto. El proceso de dopado se realiza en pocos días y es una producción constante, que se lleva a cabo con el reactor funcionando.
El jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos, visitó el reactor para ver los avances.
La CNEA proyecta que el reactor RA-10 puede llegar a tener ventas anuales por US$ 90 millones si alcanza su máxima capacidad productiva de radioisótopos médicos. El reactor tendrá una capacidad para producir inicialmente entre 400 y 450 curios por semana. Si se suma la producción de silicio dopado, con estas operaciones alcanzaría a cubrir los costos operativos del reactor.
No obstante, para alcanzar la producción máxima de diseño de entre 2000 y 2500 curios semanales sería necesario construir una nueva planta de procesamiento. «Tenemos dos proyectos en estudio, uno es la ampliación de la planta de procesamiento y otro es un proyecto de una nueva planta. Esta daría una capacidad de exportar por 50 millones de dólares«, explicó el gerente del proyecto.
La estimación de US$ 50 millones esta basada en lo que esta teniendo buena proyección comercial en el mercado de radioisótopos médicos que es el lutecio 177, utilizado para tratar el cáncer de prostata, por ejemplo. «La evaluación económica es una capacidad de producción, después hay que hacer los acuerdos que permitan entrar al mercado y colocarlo», agregó Blaumann.
Tras la instalación del tanque reflector dentro de la pileta del reactor, INVAP avanzará con trabajos
de instalación en los frentes de mecánica, ventilación eléctrica e instrumentación que estarán terminados para mediados del año próximo. «Luego se realizarán unos 90 ensayos de todos los sistemas y si todo esta bien se comenzará con la puesta en marcha del reactor a fines de 2025», concluyó.
, Nicolás Deza
El Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa denunció que gran parte de sus trabajadores sufrieron importantes descuentos en sus sueldos debido al pago de Ganancias computado por las empresas petroleras. El hecho podría desencadenar un conflicto en Vaca Muerta, ya que el arreglo previsto con el Gobierno nacional –que implementó en la reglamentación de la Ley Bases- contemplaba la excepción del impuesto a los trabajadores considerados “personal de boca de pozo”.
Desde el gremio que encabeza Manuel Arévalo aseguraron que “un importante número de empresas del sector han retenido de manera indebida, incorrecta y en exceso el impuesto a las Ganancias” en los haberes de julio. Los descuentos rondan entre el 15 y el 20% de los salarios y, no solo alcanzan a empleados administrativos, sino también a personal que entraba dentro de la categoría de trabajadores “de pozo”, especificada en el Decreto 652/24.
En un comunicado, desde el sindicato señalaron como responsables a las empresas nucleadas y representadas por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) a las que acusan de “haber transgredido el principio de integridad y protección de las remuneraciones de nuestros representados”.
Ante esta situación, el gremio denunció el hecho a la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social de la Nación y exigió una “urgente convocatoria” a las cámaras empresarias. Además, reclaman que todas las deducciones percibidas como parte del Impuesto a las Ganancias deberán ser compensadas por los empleadores, y aseguran que, en caso contrario, realizarán medidas de fuerza que podrían perjudicar la producción en Vaca Muerta.
El Decreto 652/24, a través del cual el gobierno reglamentó cómo se liquidará el Impuesto a las Ganancias a partir de la promulgación de la Ley Bases, dejó afuera del alcance del nuevo régimen tributario a buena parte de los trabajadores petroleros a partir de un acuerdo político entre el gobierno nacional, el mandatario de Neuquén, Rolando Figueroa, y el líder del sindicato petrolero de Neuquén, Marcelo Rucci.
Aun así, el régimen alcanza al personal administrativo de Jerárquicos, trabajadores de refinerías y los operarios nucleados en UOCRA y Camioneros. Por otro lado, aunque no sufran el impacto de Ganancias en los haberes, los petroleros de base también verán en sus salarios un recorte debido a que la norma dejó dentro del cálculo de Ganancias a las horas extras y aguinaldo, entre otros adicionales.
, Redacción EconoJournal
Con un comunicado oficial desde su casa matriz en Kuala Lumpur, capital de Malasia, Petronas justificó la elección de Punta Colorada en la provincia de Río Negro como nueva localización de la terminal de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) que planea construir en sociedad con YPF.
“Luego de una serie de exhaustivas evaluaciones técnicas y comerciales en conjunto con YPF, Petronas confirma que Sierra Grande, en la provincia de Río Negro, fue identificada como la locación más adecuada para el proyecto integrado de GNL”, remarca el comunicado de la empresa estatal de Malasia publicado este viernes 2 de agosto.
La definición de la ubicación del proyecto que tomaron ambas compañías fue el primer paso en una serie de condiciones que tienen que cumplir para llegar a la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés), que está prevista recién para 2025.
Estos pasos son habituales en proyectos de grandes dimensiones, como es la construcción de una planta de licuefacción de GNL, que podría demandar inversiones de hasta US$ 30.000 millones.
“Hacia adelante, Petronas e YPF colaborarán para iniciar los trabajos de ingeniería de la primera fase del proyecto y determinar la capacidad total de producción de la planta a medida que el proyecto avance y desarrolle las tres etapas planificadas”, añade el comunicado.
Por último, la compañía destacó que “la decisión de Petronas de fortalecer su presencia en la Argentina está alineada con una estrategia de expansión y diversificación de su portafolio global, centrándose en soluciones energéticas sustentables y de menores emisiones de carbono”.
, Roberto Bellato
El gobierno incrementó las tarifas de gas y electricidad un 4% a partir de este mes, para que no se atrasen frente al dólar. La medida incluye un ajuste mayorista en el Precio Estabilizado de la Energía (PEE), que impacta en las boletas de luz, y del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que incide en las boletas de gas natural. Además, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) ajustó el valor agregado de distribución y transporte y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) hará lo propio en el caso de la luz. Este ajuste no permite reducir subsidios, pero al menos evitará que vuelvan a aumentar.
La Secretaría de Energía publicó también la resolución que actualiza lo que cobran las generadoras por producir energía en centrales “viejas”, tal como se denomina en la jerga a las usinas térmicas e hidroeléctricas que no cuentan con un contrato en dólares con CAMMESA.
El gobierno elevó el precio estacional de la energía de $57.214 a $59.846 por megawatt por hora (MWh) para todos los usuarios residenciales de electricidad, según la resolución 192/24 publicada este viernes en el Boletín Oficial. El incremento es de un 4,6% para todos los usuarios, pero a los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) y medios (Nivel 3) les aplicará sobre ese valor una bonificación del 71,92% y 55,94%, respectivamente. Una vez hecho el descuento, el valor de la energía mayorista para un hogar N2 trepará de $16.066 a $16.816 por MWh, mientras que para un hogar N3 el componente mayorista trepa de $25.208 a $26.392.
El ENRE todavía no publicó los cuadros tarifarios, pero fuentes oficiales y privadas indicaron que la suba del valor agregado de distribución y de transporte estará en torno del 3%.
En gobierno informó que considerando un consumo promedio residencial de 260 kwh, el valor promedio de las facturas finales en el Área Metropolitana de Buenos Aires será el siguiente:
N1 pasará de $29.951 a $31.253 (+4,3%)
N3 pasará de $16.544 a $17.228 (+4,1%)
N2 pasará de $12.714 a $13.222 (+3,9%)
“Sobre la base del PEST aprobado para cada jurisdicción, las autoridades competentes locales definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de distribución, según corresponda”, informó Energía.
En el caso del gas, el precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) se mantuvo en dólares prácticamente sin cambios con respecto a los precios vigentes, de acuerdo a lo publicado en la resolución 191/24. Por ejemplo, en el caso de Metrogas pasa de US$ 3,29 a US$ 3,28,7 por millón de BTU, pero al estar en dólares el valor en pesos va a dar cuenta de la suba que registró la cotización oficial en los últimos dos meses, la cual estuvo en torno del 4%.
El gobierno informó que en promedio el precio del PIST quedó en US$ 3,30 por millón de BTU y una vez aplicadas las bonificaciones para los usuarios N3 (ingresos medios) quedará en US$ 1,48 y para los N2 (ingresos bajos) en US$ 1,19. Es importante recordar que en ambos casos el consumo excedente respecto del tope subsidiado los pagarán a US$ 3,30 salvo las subzonas tarifarias Buenos Aires Sur, Chubut Sur, Provincia de Neuquén, Cordillerano, Santa Cruz Sur y Tierra del Fuego que abonarán el consumo excedente a US$ 2,50 por millón de BTU.
Los precios mayoristas ya están incorporados en los nuevos cuadros tarifarios que publicó Enargas este viernes que dan cuenta también de un incremento de 4% en el valor agregado de distribución y de transporte.
La Secretaría de Energía precisó que el valor promedio de las facturas finales mensuales será el siguiente:
N1 pasará de $32.859 a $34.165 (+3,97%)
N3 pasará de $31.724 a $32.985 (+3,97%)
N2 pasará de $24.543 a $25.519 (+3,97%)
“De esta manera, se busca representar los costos reales y la variabilidad de abastecimiento de gas natural para las empresas distribuidoras, con el objetivo de garantizar las inversions necesarias para el sector y un uso responsable del suministro”, aseguró la secretaría de Energía a través de un comunicado.
, Fernando Krakowiak
YPF confirmó el lunes por la noche que la localidad rionegrina de Punta Colorada será la sede donde se montará el puerto para la planta de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL) que planea construir junto a la malaya Petronas. Desde la compañía dejaron trascender que será “la inversión más grande de la historia”, con un monto que podría oscilar entre US$ 30.000 y US$ 50.000 millones. El anuncio generó una gran repercusión mediática, pese a que lo que se oficializó fue la relocalización del proyecto desde Bahía Blanca hacia Río Negro y la decisión final de inversión (FID, por sis siglas en inglés) recién está prevista para 2025. De hecho, como publicó ayer este medio, para que la obra se materializa aún resta dilucidar al menos tres interrogantes centrales: las características técnicas del proyecto de ingeniería en sí mismo; el acuerdo con el resto de los productores de gas (dado que por la envergadura del proyecto se necesita que otras petroleras comprometan parte de su producción para justificar la inversión); y quién financiará la construcción de la megaplanta de licuefacción. El nivel de expectativa que genera el proyecto contrasta con la realidad de un país que en los últimos 20 años realizó decenas de anuncios de inversiones millonarias en obras de infraestructura que ni siquiera empezaron a construirse.
La lista de promesas que se desvanecieron en el aire es interminable. EconoJournal decidió recordar solo un puñado, las más relevantes, aquellas que iban a modificar la matriz energética y nunca terminaron de arrancar.
“Lo primero que me dijo Néstor cuando bajó del avión fue lo del gasoducto”, aseguró el presidente de Venezuela Hugo Chávez luego de recibir a su par argentino Néstor Kirchner en Puerto Ordaz. En aquella reunión bilateral concretada el 21 de noviembre de 2005 ambos mandatarios firmaron acuerdos comerciales por 500 millones de dólares y anunciaron su intención de construir un gasoducto que uniera a los dos países. La iniciativa se formalizó en la Cumbre del Mercosur que tuvo lugar el 9 de diciembre de ese año en Montevideo. Kirchner, Chávez y el brasileño Luiz Inácio Lula da Silva firmaron allí un acuerdo para estudiar la viabilidad del proyecto que, según estimaron, demandaría una inversión de 4000 millones de dólares. En abril de 2007 el tema volvió a analizarse en la Primera Cumbre Energética Sudamericana que se llevó adelante en la Isla Margarita. Para ese entonces ya se hablaba que la inversión podía escalar hasta los 20.000 millones de dólares, pero había pocas precisiones oficiales sobre el tema. “Tenemos más de 50 técnicos trabajando, es muy temprano para saber la longitud que tendrá el gasoducto y la inversión que demandará”, aseguró el presidente de la estatal brasileña Petrobras, Sergio Gabrielli. En julio de ese año, Chávez sorprendió al afirmar que la iniciativa se había frenado. “Hay un ataque desde la misma Sudamérica contra el gasoducto y han logrado enfriar el proyecto», afirmó en Caracas. El trazado exacto del gasoducto y la inversión que demandaría nunca se terminó de precisar y la obra quedó en la nada.
Hugo Chávez y Néstor Kirchner analizando el trazado del Gran Gasoducto del Sur en noviembre de 2005 en Puerto Ordaz.
El 1 de noviembre de 2021, el entonces presidente Alberto Fernández sorprendió al anunciar en la cumbre mundial del clima celebrada en Glasgow que la empresa australiana Fortescue Future Industries iba a invertir 8400 millones de dólares en Argentina. El proyecto preveía la construcción en los alrededores de Sierra Grande de una planta de producción de hidrógeno y un parque eólico. Además, estaba previsto montar un puerto en las cercanías de la localidad rionegrina de Punta Colorada. “El hidrógeno verde es uno de los combustibles del futuro y nos llena de orgullo que sea la Argentina uno de los países que esté a la vanguardia de la transición ecológica”, aseguró Fernández, quien comunicó la novedad 15 días antes de las elecciones legislativas de ese año. El anuncio contemplaba una etapa piloto con una inversión de 1200 millones de dólares para producir 35 mil toneladas de hidrógeno verde entre 2022 y 2024 y una segunda etapa con un desembolso de 7200 millones de dólares que elevaría la producción hasta las 215 mil toneladas de hidrógeno. También se informó que el proyecto preveía la creación de 15.000 puestos de trabajo directos y 50.000 indirectos. Sin embargo, en los años siguientes no se registró ningún avance y finalmente Fortescue anunció que producirá hidrógeno verde en el complejo portuario de Pecém, en la zona metropolitana de Fortaleza, Brasil.
La planta de hidrógeno verde que anunció Alberto Fernández y entusiasmó a varios medios.
El 6 de noviembre de 2004, pocos días antes de la visita del presidente chino de entonces, Hu Jintao, el gobierno de Néstor Kirchner dejó trascender que China estaba evaluando invertir US$ 20.000 millones en el país. El anuncio generó un gran impacto mediático. El “mega-plan” incluía obras de infraestructura en energía, caminos, viviendas, ferrocarriles, turismo y telecomunicaciones, pero al poco tiempo quedó claro que no había nada demasiado concreto. En lo que refiere a energía, se firmó una carta de intención con la compañía China Sonangol International Holding, vinculada a una firma angoleña, que preveía el desembolso de US$ 5000 millones en un plazo de 5 años para trabajar junto a Enarsa en la prospección, exploración, explotación y producción de áreas marítimas nacionales costa afuera; en la aplicación de tecnología china para la recuperación secundaria de pozos petrolíferos; y en el desarrollo de recursos gasíferos en terceros países en los que ambas partes pudieran participar en forma conjunta. “El Presidente nos ha encomendado que las inversiones se puedan ejecutar”, señaló en aquel momento el ministro de Planificación Federal, Julio De Vido.
El presidente de la República Popular China, Hu Jintao, y su par argentino, Néstor Kirchner en noviembre de 2004.
El 29 de junio de 2018 el ministro de Transporte del gobierno de Macri, Guillermo Dietrich, anunció en Neuquén la licitación para avanzar con la construcción del Tren Norpatagónico que iba a unir el puerto de Ingeniero White (Buenos Aires) con Añelo (Neuquén). El costo de la obra era de US$570 millones que se financiarían a través de un esquema de Participación Público Privada (PPP). Sin embargo, la crisis financiera frustró ese plan y Dietrich optó por diseñar una convocatoria alternativa para sondear el interés de las petroleras. En diciembre de 2018 se lanzó una convocatoria para que compitieran para garantizarse un cupo de transporte de insumos. Se ofreció una capacidad de 4 millones de toneladas de carga neta por año durante una década con la expectativa de que los pedidos duplicaran ese monto. Sin embargo, en abril de 2019, luego de cinco postergaciones para tratar de sumar interesados, se realizó la apertura de ofertas y hubo solo 11 empresas interesadas, las cuales ofertaron 3,3 millones de toneladas y dentro de ese total el aporte de las petroleras sumó apenas 2,5 millones de toneladas, lo que terminó sellando la suerte de la iniciativa. El gobierno de Alberto Fernández reactivó el proyecto en 2020 y aseguró que iba a financiar la obra con un crédito de China Machinery Engineering Corporation por US$ 784 millones, pero ese plan también quedó en la nada.
El ministro de Transporte Guillermo Dietrich y el anuncio del Tren Norpatagónico.
El 18 de julio de 2014, el entonces ministro de Planificación, Julio de Vido, firmó con el director de la Administración Nacional de Energía de China, Xu Xinxiong, un convenio de cooperación para la construcción de una cuarta y una quinta central nuclear de potencia. El 15 de noviembre de 2015 ambos países le pusieron la firma a los convenios técnicos y comerciales de Atucha III en la ciudad turca de Antalya y acordaron la versión final del contrato marco por la quinta central. El acuerdo inicial contempló financiamiento chino para la construcción de una cuarta central de uranio natural y agua pesada de 760 MW y una quinta de uranio enriquecido y agua liviana de 1000 MW. Las obras debían comenzar en 2016, pero luego de la asunción de Mauricio Macri ese plan quedó frenado. En mayo de 2018 el presidente de Nucleoeléctrica, Rubén Semmoloni, les informó a los gerentes de la empresa que el gobierno había decidido construir solo la central de uranio enriquecido que querían los chinos, pero al mes siguiente el ministro de Energía, Juan José Aranguren, aseguró que no se construiría ninguna de las dos centrales. El gobierno de Alberto Fernández reactivó las negociaciones y en febrero de 2022 firmó un contrato para la construcción de una cuarta central nuclear de uranio enriquecido que demandaría la friolera de US$ 8000 millones, pero ese proyecto también quedó en la nada.
Alberto Fernández prometió la construcción de una central nuclear que demandaría US$ 8000 millones de inversión.
El proyecto de la presa Chihuido fue ideado en la década del ´70 por la estatal Agua y Energía Eléctrica con el fin de aprovechar el curso medio del río Neuquén para generar electricidad. A fines de 2007 se retomó el proyecto y se transformó en un “aprovechamiento multipropósito”, cuyos principales objetivos eran brindar mayor seguridad, mejor abastecimiento y más energía. En mayo de 2008 la provincia de Neuquén firma un convenio con Nación para licitar la represa. Luego de algunas demoras, en junio de 2009 cuatro empresas presentan ofertas técnicas y financieras. En diciembre de ese año, la comisión evaluadora determina que la UTE encabezada por Electroingeniería había presentado la mejor oferta y en junio de 2010 se concreta la preadjudicación. Sin embargo, el proyecto naufraga por falta de financiamiento. En diciembre de 2013 el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner lleva adelante un road show por Moscú y Beijing para tratar de conseguir financiamiento para 15 obras estratégicas e incluye a Chihuido en el listado. En diciembre de 2014 se le adjudicó la obra a un consorcio integrado por Helport (Grupo Eurnekian), Chediack, Panedile, Eleprint, Hidroeléctrica Ameghino, la española Isolux Ingeniería y la rusa Inter Rao, que iba a tener a su cargo el usufructo y la financiación del proyecto, a través de un préstamo de la Federación Rusa por 1500 millones de dólares, pero el préstamo ruso nunca llegó. Luego se intentó conseguir financiamiento en China y Alemania, pero esas iniciativas tampoco prosperaron y la obra sigue pendiente.
El ministro de Planificación, Julio De Vido, y el gobernador de Neuquén, Jorge Sapag, en el acto de apertura de sobres de la licitación internacional para la construcción del proyecto multipropósito Chihuido en mayo de 2014.
El 16 de agosto de 2022 el gobierno de Tierra del Fuego y la empresa china Shaanxi Chemical Group firmaron un memorándum de entendimiento para avanzar con la construcción de una planta petroquímica con una capacidad anual de 600.000 toneladas de amoníaco sintético, 900.000 toneladas de urea y 100.000 toneladas de glifosato. Además, el acuerdo preveía la construcción de una terminal portuaria multipropósito y una central eléctrica de 100 MW. La inversión total estimada era de US$ 1250 millones. En diciembre de ese mismo año el gobernador Gustavo Melella ratificó el memorándum a través del decreto 3312/22 y en mayo de 2023 lo envió a la legislatura provincial para que sea ratificado, pero al mes siguiente, en medio de las críticas opositoras por su alineamiento con China, retiró la iniciativa con el argumento de que el convenio no necesitaba la aprobación parlamentaria ya que se trata de un acuerdo entre la provincia y una empresa privada, y no entre entes públicos.
El acuerdo firmado entre el gobierno de Tierra del Fuego y la empresa china Shaanxi Chemical Group
Estados Unidos manifestó en ese momento su preocupación por el avance de China en la región y el gobierno de Alberto Fernández tomó distancia del anuncio provincial en momentos en que estaba negociando con el Fondo Monetario Internacional. El presidente Javier Milei se alineó todavía más con Estados Unidos y en abril se reunió en Ushuaia con la máxima autoridad del Comando Sur estadounidense, la general Laura Richardson. “El mejor recurso para defender nuestra soberanía es reforzar la alianza estratégica con los Estados Unidos y con todos los países del mundo que defienden la causa de la libertad”, aseguró. Desde entonces, la inversión china no registró avances.
Milei en Ushuaia junto a la máxima autoridad del Comando Sur estadounidense, la general Laura Richardson.
La minera anglo-australiana Rio Tinto anunció en enero de 2009 la venta de su proyecto de desarrollo de Potasio Río Colorado en Argentina a la empresa brasileña Vale. Poco tiempo después, la firma del país vecino confirmó una inversión de US$ 5900 millones para la construcción de la mina, la infraestructura de transporte asociada (400 nuevos kilómetros de ferrocarril), el despliegue de una terminal portuaria propia y una generadora de electricidad. Iba a ser una de las mayores inversiones extranjeras de la historia. Sin embargo, el proyecto nunca terminó de despegar y en marzo de 2013 la compañía anunció su partida. En noviembre de 2017 Vale terminaría anunciado un desarrollo similar en el nordeste de su propio país para cumplir con el objetivo del gobierno de Dilma Rousseff de bajar la importación de fertilizantes. En Mendoza, mientras tanto, la mina quedó abandonada y recién en septiembre del año pasado se anunció que la empresa brasilera ARG y la argentina Compañía Minera Aguilar buscan reflotar el proyecto, aunque con una menor inversión de US$ 1000 millones durante los próximos 5 años.
La brasileña Vale abandonó el proyecto en 2013.
La demanda de energía ha venido creciendo en el país casi al 3% anual durante los últimos diez años. Sin embargo, las obras destinadas a acompañar ese crecimiento no se concretan. El caso más emblemático es el proyecto AMBA I, una línea de alta tensión que debería unir Vivoratá – Plomer en el norte de la provincia de Buenos Aires. La obra fue impulsada por la Secretaría de Energía en septiembre de 2020. A partir de entonces, se trabajó en la preparación de pliegos y documentación general. En enero de 2022, el secretario de Energía, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, se reunieron con las autoridades de la empresa China Electric Power Equipment and Technology (CET), y su sucursal CET Argentina, para la conformación del contrato de diseño de ingeniería, suministro y construcción de la obra. “La inversión de más de 1.100 millones de dólares va a ser posible gracias a la colaboración, al trabajo en conjunto y la cooperación entre la Argentina y China”, afirmó Martínez. El proyecto fue encuadrado en el Convenio Marco de Cooperación en Materia Económica y de Inversiones entre Argentina y China. Cuando se presentaron los papeles, se estableció que la construcción de la obra iba a estar a cargo de la firma china State Grid, una de las mayores compañías de transporte eléctrico del planeta. La provisión del 65% de los materiales electromecánicos correría por cuenta de proveedores nacionales y la construcción de la obra civil iba a quedar en manos de empresas locales. Sin embargo, no hubo ningún avance. “El acuerdo comercial y los estudios ambientales ya estás listos. Pero todavía resta negociar el contrato financiero”, aseguraron a EconoJournal fuentes oficiales a comienzos del año pasado.
Darío Martínez y Federico Basualdo en enero de 2022 cuando anunciaron la inversión de China Electric Power Equipment and Technology en alta tensión.
En octubre de 2017 el presidente Mauricio Macri fue a recorrer el complejo petroquímico de Dow, ubicado en la localidad bonaerense de Ingeniero White junto a Gastón Remy, que entonces era el CEO de Dow. Macri señaló allí que Remy le había expresado años atrás las dificultades que encontraba en el país para llevar adelante un proyecto de crecimiento que la empresa tenía decidido desarrollar. “Le dije que se quedara tranquilo porque se venía un cambio en la Argentina y a los cinco días de asumir dimos el primer paso para que los responsables de Dow mundial apostasen a ese cambio que se había producido en Argentina”, relató. Ese día Dow anunció una inversión de US$ 210 millones, pero la crisis que vino después la llevó a desistir de ese plan y el desembolso quedó en la nada. El año pasado la firma informó que su consejo de administración aprobó una inversión de US$ 6500 millones en el proyecto Path2Zero de Fort Saskatchewan, en Alberta, Canadá. El proyecto incluye la construcción de un nuevo craqueador de etileno y el aumento de la capacidad de polietileno en 2 millones de toneladas métricas anuales, en línea con lo que había querido desarrollar en Ingeniero White.
Gastón Remy se saca una selfie junto a Mauricio Macri, María Eugenia Vidal y el entonces intendente de Bahía Blanca, Héctor Gay, en octubre de 2017 cuando anunciaron una inversión que nunca se hizo.
Bajo la Alumbrera, la principal mina de cobre de Argentina, dejó de producir en 2018. A raíz de esto, Glencore y Yamana Gold (Pan American Silver) contemplaron la posibilidad generar en Catamarca un proyecto integrado conectando la planta de procesamiento de Alumbrera con el yacimiento Agua Rica que producirá cobre, molibdeno, oro y plata. La mina cuenta con reservas probadas y probables de 5,4 millones de toneladas de cobre y 7,4 millones de onzas de oro. La inversión prevista es de US$ 3100 millones, pero recién se encuentra en etapa de prefactibilidad. En San Juan también anunciaron inversiones millonarias en los yacimientos de cobre Josemaría, El Pachón y Los Azules y en Salta se suma el yacimiento Taca Taca. En conjunto, los cuatro proyectos permitirían que Argentina se convierta en un actor central en la producción de cobre, ubicándose entre los 10 primeros productores del mundo, pero por ahora los avances han sido escasos.
La inversión prevista en Agua Rica era de US$ 3100 millones.
Es una represa de 185 metros y una potencia de 210 MW que se planeó construir sobre el Río Grande, en el sur de la provincia de Mendoza. Los primeros estudios para concretar el proyecto datan de 1950, durante la presidencia de Juan Domingo Perón. Desde entonces hubo numerosos intentos frustrados para avanzar. En 1993 el gobierno mendocino sancionó la ley 6064 que declaró el proyecto de interés provincial. En 2006 el presidente Néstor Kirchner y el gobernador Julio Cobos firmaron un acuerdo para concretar la obra. En 2013 el ministro Julio De Vido incluyó la iniciativa en el road show que se realizó por Moscú y Beijing en busca de financiamiento y en 2016 el presidente Mauricio Macri y el gobernador Alfredo Cornejo volvieron a anunciar su construcción. El problema central es que el Río Grande es el principal afluente del Río Colorado y para poder concretar el proyecto se necesita la aprobación de las cinco provincias que integran el Comité Interjurisdiccional del Río Colorado (Coirco), organismo fundado en 1976 que decide sobre las actividades que se desarrollan en la cuenca. En 2017 hubo un acuerdo mayoritario de todas las provincias excepto La Pampa para determinar el llenado y las normas de manejo de la represa. La Pampa pidió el laudo presidencial ya que debe haber acuerdo unánime para avanzar. En enero de 2018 el presidente Macri laudó a favor de Mendoza. La Pampa recurrió a la Corte Suprema y pidió la anulación del laudo presidencial, pero el Máximo Tribunal ratificó en marzo de ese mismo año la decisión presidencial. Luego del cambio de gobierno, La Pampa pidió un nuevo laudo presidencial y en diciembre de 2022 Alberto Fernández finalmente respaldó la posición de esa provincia al exigir un nuevo estudio de impacto ambiental, decisión que condenó de manera definitiva a la obra.
Alberto Fernández laudó a favor de La Pampa en 2022 y sepultó el proycto Portezuelo del Viento.
La minera canadiense Pan American Silver propuso en 2020 invertir US$ 1300 millones en un mega desarrollo de plata en la meseta central de Chubut. El Proyecto Navidad, que debe su nombre a que los primeros resultados de la exploración se habían conseguido un 25 de diciembre, apuntaba a conseguir 7,5 millones de onzas de plata anuales y prometía la creación de unos 2.800 puestos de trabajo, con 800 empleados directos. No obstante, para avanzar era necesario que el gobierno de Chubut habilitara la actividad minera, prohibida por ley luego del plebiscito realizado en 2003. El 15 de diciembre de 2021 la legislatura provincial aprobó el proyecto del entonces gobernador Mariano Arcioni para reactivar la actividad minera en la meseta chubutense. El mandatario promulgó la norma a las pocas horas. Inmediatamente distintas organizaciones sociales se manifestaron en contra de la norma y un grupo de activistas incendió la Casa de Gobierno, parte de la Legislatura y edificios del Poder Judicial. El 20 de diciembre, Arcioni dio marcha atrás y anunció que iba a derogar la nueva ley. Desde entonces, el proyecto de Pan American Silver quedó trunco.
Los incidentes en Chubut luego de que la legislatura autorizó la minería.
La presidenta Cristina Fernández de Kirchner viajó a Mendoza en junio de 2005 para anunciar una inversión de US$ 964 millones para construir el complejo hidroeléctrico Los Blancos en la cuenca superior del río Tunuyán. El proyecto contaba con un plazo de ejecución de 5 años y tenía como objetivo la construcción de dos presas y dos centrales hidroeléctricas. La Central Hidroeléctrica Los Blancos I iba a contar con una potencia de 324 Mw y una generación promedio anual de 900 Gwh/año, mientras que la Central Los Blancos II dispondría de una potencia instalada total de 162 Mw y una generación promedio anual de 438 Gwh/año. La obra iba a generar más de 3.500 puestos de trabajo durante su construcción, pero nunca se concretó.
Cristina Fernández de Kirchner en junio de 2005 en Mendoza cuando anunció el financiamiento para la construcción del complejo Los Blancos.
A fines de 2007 se elaboró el plan para avanzar con la construcción de una central eólica de 1350 MW en la Pampa de Gastre, al noroeste de Chubut. La inversión prevista era de US$ 2350 millones, incluyendo 675 generadores de 2 MW, la estación transformadora Gastre 33/132/500 KV – 1.600 MVA, la línea 500 KV de 295 kilómetros entre la central y Piedra del Águila, y la Estación de Maniobra 500 KV en Piedra del Águila. Luego de haberse realizado el proceso de evaluación ambiental, en junio de 2012 se celebró un contrato marco de obra con la empresa china Beijing Construction Engineering General International (BCEGI) que iba a colaborar para la obtención de un crédito de una entidad financiera del país asiático, pero el proyecto nunca se concretó por falta de financiamiento.
La empresa china Beijing Construction Engineering General International iba a financiar el parque eólico., Fernando Krakowiak
La Secretaría de Energía empezó a lo largo del mes de julio a autorizar formalmente a una serie de petroleras a exportar gas natural hacia Brasil, una de las grandes apuestas que tiene en carpeta la industria hidrocaburífera para monetizar el fluido extraído en Vaca Muerta capturando parte del mercado industrial de gas brasileño. La lista de productoras habilitados se incrementó esta semana con el permiso de exportación otorgado a la empresa francesa TotalEnergies. Es la tercera petrolera en conseguir el aval para exportar en modalidad interrumpible tras las autorizaciones otorgadas a Tecpetrol y Pan American Energy (PAE). Todas aguardan por la finalización de las obras de reversión del Gasoducto Norte y definiciones en torno a la tarifa que la petrolera YPFB pretende cobrar por el transporte a través de Bolivia.
Total Austral, el brazo local de TotalEnergies, recibió un permiso para vender gas a la empresa comercializadora Matrix Energy en modalidad interrumpible por un año, desde agosto de este año hasta finales de julio de 2025. A diferencia de los contratos con transporte en firme, que no pueden ser afectados, las exportaciones interrumpibles pueden ser restringidas por el Estado argentino cuando esos volúmenes de gas se precisen para cubrir la la demanda doméstica del fluido.
La autorización es por 2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d): hasta 1 MMm3/d desde los campos operados por la empresa costa afuera de Tierra del Fuego y hasta 1 MMm3/d de gas no convencional desde Vaca Muerta. El precio en la frontera con Bolivia será de US$ 9,18 por MMbtu según los datos presentados en la solicitud de autorización de exportación.
TotalEnergies se transforma así en la tercera petrolera en obtener un permiso de exportación de gas interrumpible al Brasil, luego de Tecpetrol y Pan American Energy. A este listado podría sumarse Pluspetrol en el futuro. La empresa compró la comercializadora Gas Bridge al grupo inversor Lorinvest el año pasado, confirmaron desde Pluspetrol ante una consulta de EconoJournal.
PAE fue autorizada a exportar hasta 300.000 m³/día desde el yacimiento de gas convencional de Acambuco en la Cuenca Noroeste. El cliente será Tradener. El precio en la frontera con Bolivia será de US$ 6,6 por MMbtu.
Por otro lado, la compañía petrolera del Grupo Techint exportará hasta 1,5 MMm3/día desde Fortín de Piedra para MGas, otra comercializadora en Brasil. El precio en la frontera será de US$ 9 por MMbtu. MGas fue adquirida recientemente por J&F, uno de los principales grupos económicos del Brasil, que a fines de 2023 compró la petrolera Fluxus para desembarcar en el negocio de la producción de hidrocarburos en la región.
La operación ocurrió prácticamente en simultaneo con la firma de un acuerdo entre Fluxus y Pluspetrol para adquirir la totalidad de los Bloques 1, Bloque 2 y Bloque Centro del campo Centenário en Neuquén y el 33% del campo Ramos en Salta, ambos operados por Pluspetrol. Estas operaciones registran una producción diaria de 1365 barriles de petróleo y 1,3 MMm3 de gas.
, Nicolás Deza
La Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FaSiPeGyBio) llamó un paro por tiempo indeterminado a partir de este jueves en rechazo al pago del Impuesto a las Ganancias. La medida involucra a los trabajadores bajo el Convenio Colectivo de Trabajo 449 que abarca a las refinerías y depósitos de combustibles. Es decir, afecta la refinación y al transporte desde las instalaciones de naftas y gasoil por camiones (no a las estaciones de servicio), alcanzando también a embarcaciones y aeropuertos como Aeroparque y Ezeiza, según indicaron fuentes gremiales a EconoJournal.
Cuando se aprobó la Ley Bases y el retorno del Impuesto a las Ganancias había un consenso para que los trabajadores de refinerías queden afuera del pago del tributo al igual que los petroleros privados de la cuenca Neuquina y Chubut. Pero, con la reglamentación de la normativa que definió el gobierno, el sector de refinería finalmente volvió al pago de Ganancias.
En particular, el paro se sentirá en las instalaciones de Dock Sud de Shell (Raízen), en Campana de la compañía Axion Energy, en la refinería de Puma (Trafigura) en Bahía Blanca y, pese a que en YPF actúa otro gremio, afectará también el funcionamiento en Lujan de Cuyo, según explicaron las mismas fuentes.
El comunicado de la FaSiPeGyBio, conducida por Marcelo Lavia, señala que «la provisión de combustible presentará inconvenientes tanto para todas las estaciones de servicio como para los aeropuertos, afectando a Aeroparque y Ezeiza primeramente».
La reglamentación de la liquidación de Ganancias publicada en el Boletín Oficial a través del Decreto 652, que fue parte de la promulgación de la Ley Bases, incorporó al pago del tributo a los trabajadores de refinerías, personal administrativo nucleados en gremios Jerárquicos y centros industriales.
En los hechos, los trabajadores de este sector volvieron a percibir el descuento, que implica una percepción menor de sus salarios de bolsillo de entre 15 y 20 por ciento. También pagarán el tributo los gremios de la UOCRA y Camioneros, que intervienen también en el sector hidrocarburífero en la cuenca Neuquina.
Pero los petroleros de Neuquén quedaron exentos del pago de Ganancias por un acuerdo político entre el gobierno nacional, el mandatario de Neuquén, Rolando Figueroa, y el líder del sindicato petrolero de Neuquén, Marcelo Rucci, tal como había adelantado EconoJournal el 11 de julio. Lo mismo ocurre con el gremio liderado por Jorge “Loma” Ávila en Chubut.
, Roberto Bellato
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) destacó que serán fundamentales los avances que se logren en cuanto a las adhesiones de las provincias al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para impulsar el desarrollo el sector. En este sentido, desde la Cámara precisaron que el RIGI es una herramienta que ayudará a la concreción de inversiones y que tendrá un efecto en la generación de empleo.
La entidad sostuvo también que el Régimen funcionará como un impulso a proveedores locales y que provocará una sensible mejora de infraestructura, un aporte de divisas y el desarrollo de poblaciones. Asimismo, desde CAEM remarcaron el rol del RIGI “para poner en valor los recursos naturales y que los más de 25.000 millones de dólares que tenemos en cartera de proyectos sean yacimientos en producción, para triplicar las exportaciones actuales, alcanzando los 12.000 millones de dólares anuales y para duplicar los más de 100.000 empleos que actualmente generamos».
CAEM aseguró que el Régimen contribuye a generar las condiciones que favorezcan la puesta en marcha de los yacimientos de cobre, proyectos que llevan años en carpeta y que serán transformacionales para la región. También los de litio, a fin de aprovechar la ventana de oportunidad que abre la electromovilidad. Aún así, advirtieron que resulta necesario estimular la inversión en exploración para desarrollar nuevos proyectos de oro y plata y ampliar los existentes, que producen las principales exportaciones mineras del país, pero que se encuentran en declinación por la falta de incentivos para extender su vida útil.
También consideraron que el RIGI es clave para generar confianza de los inversores en el país. “Es imprescindible para reforzar la competitividad frente a otros países que poseen recursos minerales similares y que han sabido desarrollar significativamente su minería a partir de contar con previsibilidad en materia cambiaria, seguridad jurídica, marco tributario competitivo y obras de infraestructura apropiadas”, expresaron desde la Cámara.
Del mismo modo, CAEM planteó que los proyectos mineros toman para su construcción entre tres y cinco años según su envergadura, y que producen industrialmente durante no menos de 30 años. A su vez, que un solo proyecto minero puede llegar a contratar durante su construcción aproximadamente 800 pymes, manteniendo durante su vida productiva y en forma permanente alrededor de 600.
También dijeron que las proyecciones de empleo hablan de entre 3.000 y 5.000 personas trabajando para cada uno de esos proyectos.
En clave con el objetivo de atraer inversiones, y con la meta de generar confianza, tal como marca el comunicado de CAEM, esta semana se dio a conocer que luego de la aprobación del RIGI, el gigante minero mundial anglo-australiano BHP desembarcará en la Argentina para desarrollar dos proyectos de cobre en San Juan
La compañía adquirirá el 100% del proyecto de cobre Filo del Sol junto a Lundin, un grupo minero canadiense con foco en exploración, para lo que realizarán un desembolso de casi US$ 3.250 millones. Filo del Sol pertenece al Lundin Group, aunque ya tenía como accionista minoritario a BHP, que adquirió casi el 10% del proyecto en 2022.
A su vez, ambas compañías conformaron un joint venture donde cada una tendrá el 50% para desarrollar Josemaría, otra iniciativa de cobre ubicada cerca de Chile, y al límite de la provincia de La Rioja. Para esto, BHP le pagará US$ 670 millones a Lundin, tal como informó este medio.
Según un comunicado de la firma, fue clave “la legislación recientemente aprobada en la Argentina, que beneficia a los proyectos que están entrando en desarrollo” para apostar en iniciativas que posee el país.
, Loana Tejero
Albanesi, la compañía especializada en la generación de energía con presencia en la Argentina y Perú mediante la operación de nueve centrales térmicas, presentó su tercer Reporte de Sustentabilidad. Entre los resultados se destaca que la empresa generó 2.294.011 megawatts por hora (MWh) de energía neta durante 2023.
En esa misma línea, el informe resalta que durante el año pasado la compañía implementó políticas de ciberseguridad, realizó capacitaciones y desarrolló una línea ética para reportar conductas indebidas.
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En 2023, la Central Térmica Roca generó 1.174.980 MWh, la Central M. Maranzana 384.519 MWh y la Central Cogeneración Timbúes 213.462 MWh. A su vez, la Central Térmica de Ezeiza aportó 158.717 MWh, la de Frías 35.817 MWh, la Central Riojana 24.927 MWh, y la Central de La Banda 576 MWh, la cual dejó de estar operativa en noviembre 2023.
Desde la compañía indicaron que CAMMESA, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), sigue siendo el principal cliente de Albanesi. Aun así, la firma mantiene contratos con más de 140 clientes del sector industrial, incluyendo empresas electro-intensivas y consumidoras.
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Durante el 2023, el 71,8% de la energía generada fue vendida a CAMMESA mientras que el 28,2% restante fue vendido a clientes industriales, entre los que se destacan Pan American Energy con 91,4 GWh abastecidos durante 2023; Acindar con 87,2 GWh; Holcim con 71,2 GWh; Oroplata con 58,6 GWh; y Papelera Samseng con 31,2 GWh.
Armando Losón, presidente del Grupo Albanesi, aseveró que: «El año 2023 marcó un periodo de significativos avances para nuestros proyectos estratégicos: la expansión de nuestra Central Térmica Ezeiza, la ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana y la construcción de la Central de Cogeneración Arroyo Seco”.
Asimismo, el ejecutivo marcó que “estos logros son especialmente relevantes considerando los desafíos de abastecimiento que enfrentamos, los cuales pusieron a prueba nuestra determinación y resiliencia».
Durante 2023, la empresa percibió US$ 256.355 en concepto de ventas de energía. Sus ingresos financieros fueron del orden de los US$ 112.859.
Además, desde la compañía comunicaron que durante el año pasado se encuentran trabajando en el diseño y estructuración de un bono SVS (vinculado a la sustentabilidad) que esperan poder emitir en 2024 y que se distingue por tener una tasa de interés directamente relacionada con la intensidad de las emisiones de dióxido de carbono (CO2) de Alcance 1 de sus plantas. “Esta iniciativa se da en el proceso de desendeudamiento vinculado al inicio de la fase productiva de nuestros proyectos más recientes y demuestra el compromiso de nuestra empresa con la sostenibilidad mediante la colocación de un incentivo económico concreto para el control y la reducción de nuestra huella de carbono en los próximos años”, aseveraron desde Albanesi.
Losón también detalló: “En 2023, trabajamos para fortalecer nuestras prácticas de Gobierno Corporativo, poniendo especial énfasis en la revisión de políticas y mecanismos vinculados a la prevención del delito y el fortalecimiento de la transparencia en todas nuestras operaciones”. Además, agregó: «Estamos comprometidos con la excelencia operativa y la responsabilidad corporativa, lo que nos llevó a implementar un Sistema de Gestión Integrado en todas nuestras centrales.»
En línea con la Agenda 2030 de la ONU, durante 2022, la empresa alineó la estrategia de sustentabilidad y el modelo de negocio mediante un análisis de los impactos y contribuciones a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). Este proceso implicó identificar y priorizar la contribución del Grupo a cada uno de los ODS y sus metas específicas. En los primeros meses de 2024 la compañía realizó una actualización del análisis de materialidad, proceso que les permitió identificar y evaluar los riesgos y oportunidades más relevantes y significativos para la empresa y sus grupos de interés.
El proceso implicó hallar los impactos económicos, sociales y ambientales más importantes que genera la empresa en el entorno y entender cómo afectan a la empresa y a sus partes interesadas. Para obtener la opinión de los grupos de interés se llevó a cabo una encuesta cuyo objetivo fue identificar y priorizar los temas más importantes desde su perspectiva, con el fin de abordarlos de manera efectiva y gestionarlos de manera sostenible.
“Este proceso ayudó a profundizar la comprensión de los riesgos y oportunidades que enfrentamos para poder desarrollar estrategias de sostenibilidad que puedan alinearse con los intereses de todas las personas con las que nos involucramos”, detallaron desde la compañía en el informe.
En línea con sus objetivos de gobierno corporativo, ética e integridad, la firma ha establecido Comités especializados que abordan las cuestiones estratégicas del negocio, que funcionan con distinta frecuencia y son integrados por el presidente, el CFO, el director de Energía y el Gerente Corporativo de cada función.
A su vez, la empresa cuenta con un Comité de Ética conformado por el gerente corporativo de Legales y Compliance y el gerente corporativo de Auditoría Interna.
Durante el 2023, el Comité de Ética del Grupo Albanesi llevó a cabo 11 sesiones en las que se abordaron diversos temas, incluyendo conflictos de intereses, aprobaciones de donaciones, análisis y ratificación del Plan de Capacitaciones para el año, y en general, la evaluación de los progresos del Programa de Integridad, precisaron.
Según se detalla en el informe presentado, a partir del 2023 la empresa ha ampliado su enfoque corporativo incorporando también las normas ISO de Calidad y Seguridad y Salud en el Trabajo hacia un sistema integrado. “Este proceso se llevó a cabo a través de dos pilares esenciales: la elaboración de una robusta Política de Sistema de Gestión Integrado (SGI) y la implementación de un eficiente Sistema de Gestión basado en la Trinorma ISO 9001, 14001 y 45001”, comunicaron desde la compañía.
La Política del SGI se presenta como el documento de referencia principal en los ámbitos ambientales, de salud, seguridad y calidad, albergando directrices que abarcan toda la organización y se orientan hacia el fomento del desarrollo sostenible del negocio y contiene compromisos como:
• Velar por el desarrollo sostenible y la protección del medio ambiente, incluyendo la prevención de la contaminación.
• Fortalecer la conciencia y el respeto de sus integrantes por el uso racional y responsable de los recursos naturales.
• Cumplir con las exigencias legales aplicables y otros requisitos.
• Atender reclamos y sugerencias de partes interesadas externas e internas, brindando un adecuado tratamiento y respuesta conforme a sus expectativas.
• Contribuir al establecimiento de un marco de referencia para definir objetivos estratégicos, operativos y de soporte.
“El Sistema de Gestión Integrado le permitirá al Grupo dar seguimiento y mejorar continuamente su desempeño ambiental, de calidad y salud y seguridad ocupacional. A principios de 2024, se iniciaron las auditorías internas de implementación del sistema, las cuales serán seguidas por auditorías externas para obtener la certificación correspondiente”, remarcaron desde Albanesi.
Las Centrales generadoras de energía emiten gases de efecto invernadero (GEI) debido al consumo
de combustibles fósiles para la producción de energía eléctrica. Por lo que, en el camino hacia la reducción de emisiones, desde la compañía se destacan las desvinculaciones de las Centrales Térmicas Sorrento y La Banda en 2022 y 2023, respectivamente, que eran centrales de mayor antigüedad y consecuentemente menos eficientes en términos de emisiones de GEI.
Además, la firma ha optado por avanzar en el desarrollo de proyectos que utilicen combustibles con
menor impacto ambiental, como es el caso de la obra de construcción de cogeneración en Arroyo
Seco, la cual funcionará exclusivamente con gas natural, un combustible con menor impacto en
comparación con el gasoil. Asimismo, se realizará el cierre de ciclo en las Centrales de Ezeiza (en
operación desde Abril 2024) y M. Maranzana (se espera que esté operativa en el tercer trimestre del
2024), obteniendo un proceso más eficiente, según precisaron.
A partir del cálculo de la Huella de Carbono Corporativa, se pudo observar una reducción del 4,3% en
las emisiones de GEI generadas entre el año 2022 y 2023 de la compañía.
, Redaccion EconoJournal
La elección de Punta Colorada —una localidad con salida al océano Atlántico ubicada en Río Negro— como puerto de salida de la terminal de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL) que evalúan instalar YPF y Petronas es un paso adelante en la concreción de un proyecto que, en un escenario de máxima, podría implicar inversiones por alrededor de US$ 30.000 millones. Sin embargo, la empresa controlada por el estado argentino y la petrolera malaya deben despejar al menos tres interrogantes centrales que permanecen abiertos antes de poder garantizar la concreción de la iniciativa.
El primero de esos aspectos inconclusos es definir qué características técnicas tendrá el proyecto ejecutivo en el que trabajan ambas compañías. En algunas de las presentaciones públicas que realizó durante el primer semestre, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, indicó que la planta de licuefacción de gas natural —denominada internamente como “Argentina LNG”— iba a estructurarse en tres etapas para alcanzar una producción total, una vez que esas instancias estén completas, de 30 millones de toneladas métricas (MTPA) de GNL.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, junto con Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Estaba previsto que la primera de esas etapas conllevara la contratación de una barcaza equipada con una pequeña planta flotante de licuefacción, propiedad de Petronas, para producir 1,5 MTPA por año, mediante el procesamiento de unos 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural, según la exposición que dio Marín en mayo en el Club del Petróleo. Esa terminal flotante entraría en operación en 2027. Sin embargo, ese diseño del proyecto podría cambiar. De hecho, fuentes cercanas a YPF admitieron que el proyecto de licuefacción anunciado en julio por Pan American Energy (PAE) y Golar podría decantar en un replanteo técnico del desarrollo con Petronas.
La iniciativa de PAE, a la que se sumaría la empresa alemana Wintershall Dea, que está en pleno proceso de evaluación técnica del proyecto, prevé el consumo de unos 11 MMm3/día de gas natural para producir unas 2 MTPE de GNL por año porque la terminal flotante —que es propiedad de Golar— estaría operativa sólo 8 o 9 meses por año en la temporada estival (es decir, no durante el pico de demanda residencial de invierno), según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas.
La obra, que contempla la construcción de un gasoducto de unos 50 Km para conectarse con el sistema de transporte de TGS, más precisamente con el gasoducto San Martín, está diseñada para aprovechar la capacidad remanente de transporte de la red actual de gasoductos de las cuenca Neuquina y Austral, por lo que, inicialmente, no prevé la construcción de un nuevo caño. En una segunda etapa, la iniciativa sí prevé instalar un nuevo gasoducto troncal dedicado desde Vaca Muerta para procesar el doble de gas natural.
Allegados a YPF señalaron que, efectivamente, si la petrolera bajo control estatal se sumase al proyecto de PAE, Wintershall Dea y Golar, eso podría derivar en un rediseño del proyecto con Petronas que 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. En total, el proyecto implicaría la construcción de tres gasoductos dedicados de gas natural. Lo que podría suceder si YPF se embarca finalmente en el proyecto de PAE es que la petrolera que conduce Marín se saltee la primera etapa ‘flotante’ del proyecto con Petronas y directamente apunte a construir dos trenes en tierra de licuefacción. “Es algo que está en estudio”, admitió una fuente cercana a la iniciativa. Pero primero YPF deberá negociar y acordar un diseño ejecutivo con Petronas antes de poder avanzar.
Un requisito indispensable para que el proyecto avance es que YPF y Petronas firmen un acuerdo de asociación con las principales productoras de gas del país, como PAE, Tecpetrol, Pampa, TotalEnergies, Wintershall Dea, Pluspetrol y CGC, entre otros. Sin embargo, ese entendimiento aún no se materializó y las conversaciones entre las petroleras aún son exploratorias. No es algo sencillo debido a que la industria petrolera no se caracterizó históricamente por demostrar de elevado ‘affectio societatis’ entre sus máximos referentes.
Marín asumió saludablemente el desafío de alinear a los principales actores de la industria detrás de un sólo proyecto de GNL. Si se confirma la incorporación de YPF como socio de la instalación de la terminal flotante que impulsa PAE, eso podría implicar, como contrapartida, que la empresa controlada por el grupo Bridas, que lidera Marcos Bulgheroni, se sume como inversor del proyecto en tierra de la petrolera bajo control estatal. Habrá que ver qué sucede con el resto.
Por el lado de PAE, aún no anunció donde estará emplazado su proyecto. Todo hacía pensar que el puerto de salida iba estar en las adyacencias al puerto de Bahía Blanca, pero la compañía aún está analizando técnicamente cuál es la mejor ubicación. Habrá que ver si la elección de Punta Colorada por parte de YPF influye en algo en esa decisión, admitieron fuentes privadas a este medio.
En cualquier caso, un esquema de asociación con el resto de las empresas productoras es condición necesaria para financiar un megaproyecto que excede largamente la capacidad crediticia de YPF. Un acuerdo entre cargadores (productores) es lo que se estila en el sector para solventar grandes proyectos de infraestructura de transporte y midstream de hidrocarburos. Por ejemplo, antes que el directorio de Oldelval aprobara el proyecto Duplicar Plus para ampliar su red de oleoductos, la compañía negoció con las principales petroleras cómo se iban a asignar los 50.000 m3 de capacidad de transporte adicional de crudo. Recién cuando se firmó ese contrato en diciembre de 2022 se logró destrabar la ingeniería financiera para garantizar los US$ 1100 millones necesarios para realizar la obra. Para materializar la construcción de una planta de licuefacción habrá que transitar una instancia similar, aunque mucho más compleja por la envergadura del proyecto.
YPF firmó con Petronas en septiembre de 2022 un Acuerdo de Estudio y Desarrollo Conjunto para avanzar con la construcción de la planta de GNL, el cual contemplaba el análisis integral de todo el proyecto de licuefacción, desde el upstream, los gasoductos e infraestructura, la producción de GNL y hasta la comercialización y logística internacional.
Ambas compañías firmaron luego una reserva con las autoridades del puerto de Bahía Blanca para la futura locación del proyecto, el cual obviamente ahora quedará sin efecto. En marzo de 2023 el entonces presidente de YPF, Pablo González y el presidente y CEO de Petronas, Tengku Muhammad Taufik , analizaron en el CeraWeek los pasos a seguir para el desarrollo del proyecto.
En ese momento, YPF informó a través de un comunicado que la inversión estimada era de 10.000 millones de dólares lo que permitiría producir hasta 5 millones de toneladas/año de GNL. Ahora bien, las compañías todavía no avanzaron en la firma del contrato vinculante definitivo qué gatille la inversión.
¿Cuánto dinero va a invertir YPF y cuánto Petronas? ¿Cómo se va a financiar esa inversión? ¿En qué plazos y a qué tasa de interés? Ninguno de esos puntos está cerrado aún y dependerá, fundamentalmente, del compromiso real de inversión que manifieste Petronas. Por el momento, la compañía malaya optó por mantener un bajísimo perfil. La negociación y el trabajo conjunto con YPF corre por cuenta de un pequeño grupo de directivos de Petronas que está emplazado en Buenos Aires y reporta directamente a Kuala Lumpur, pero que aún no se expresó públicamente sobre la factibilidad del proyecto.
, Fernando Krakowiak y Nicolás Gandini
DLS Archer, la empresa dedicada a la ingeniería y tecnología en la perforación de pozos en Vaca Muerta, anunció la adquisición de la filial de Air Drilling Associates Inc. Argentina (ADA), la compañía especializada en Managed Pressure Drilling (MPD) -perforación con presión controlada, que permite optimizar los tiempos de ejecución. El objetivo de DLS Archer, a través de esta iniciativa, consiste en expandir su presencia en la formación.
Air Drilling Associates, fundada en 2003, es reconocida a nivel mundial como uno de los principales proveedores de servicios de perforación con aire/espuma/ fluidos aireados y es uno de los proveedores más relevantes de servicios MPD/UBD, precisaron desde DLS Archer.
Gerardo Molinaro, VP de DLS Archer, consideró que «existe determinación de inversión en proyectos de infraestructura que favorecen el crecimiento a largo plazo de la actividad de perforación y completación en Vaca Muerta, impulsado también por los planes de inversión de las empresas operadoras en proyectos de gas licuado destinado a la exportación, lo cual facilita nuestro crecimiento continuo en la Argentina».
En un mercado en constante cambio, la perforación de pozos para la extracción de hidrocarburos requiere de innovación y eficiencia para enfrentar desafíos cada vez más complejos.
El sistema MPD permite, a partir de un control del perfil de presión anular en todo el pozo, optimizar los tiempos de ejecución garantizando resultados seguros. Es un proceso mediante el cual la presión ejercida por el fluido de perforación en el pozo se controla a través de la contrapresión superficial que surge del sellado de la tubería en la superficie por un cabezal giratorio y un colector de estrangulamiento.
Esto permite una perforación ininterrumpida a través de estrechas ventanas de presión de fractura de poro. El control de la presión se mantiene mediante una combinación de densidad del fluido, fricción circulante y ajustes de presión de superficie.
La MPD es una tecnología en evolución que puede resolver una amplia gama de problemas como atascamientos diferenciales, formaciones inestables, abombamiento del pozo, pérdida de circulación y situaciones de pérdida de impulso.
“La adquisición de la filial de ADA por parte de DLS Archer forma parte de la estrategia de la compañía de invertir en tecnología y desarrollo para ofrecer servicios integrados de excelencia a nuestros clientes”, destacaron desde la firma.
A su vez, indicaron que “con esta incorporación, DLS Archer ratifica su liderazgo y refuerza su compromiso con la innovación y la eficiencia en la perforación de pozos en la zona de Vaca Muerta”.
, Redaccion EconoJournal
La petrolera YPF confirmó esta noche que la localidad rionegrina de Punta Colorada será la sede donde se construirá el puerto que forma parte del ambicioso proyecto Argentina LNG que encabeza junto a la malasia Petronas. Fuentes de la compañía indicaron que la decisión fue ratificada por unanimidad por el Directorio de la empresa de mayoría estatal.
Consultados por EconoJournal, fuentes del gobierno rionegrino aseguraron que esperarán la confirmación oficial por parte de YPF, que se materializaría a través de un comunicado que se publicaría en los próximos minutos.
De esta forma, el gobernador Alberto Weretilneck logró ganarle la pulseada a su par bonaerense, Axel Kicillof, quien por el contrario, perdió la chance de hacerse con los 30 mil millones de dólares que contempla la inversión. Es que YPF también barajaba la posibilidad de construir el proyecto en Bahía Blanca.
La provincia de Río Negro logró ponerse en clara ventaja tras adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), uno de los requisitos que el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había impuesto a las provincias. Kicillof, sin embargo, se había expresado en varias ocasiones al régimen de la Ley Bases y, en cambio, había presentado en la Legislatura provincial un proyecto alternativo.
“La provincia de Río Negro tiene una potencialidad, por su cercanía y por su golfo, de transformarse en un sitio exportador de la riqueza que produce Neuquén, ya sea en petróleo o ya sea en gas”, había dicho Weretilneck.
“La posibilidad de exportar genera para Neuquén y para el país la duplicación de su producción, lo que significa mayor cantidad de empleos en forma directa, mayor crecimiento de todas nuestras pymes y mayores regalías para Neuquén. En esto Río Negro es un protagonista central porque todo lo que ingresa y sale de Vaca Muerta pasa por nuestra provincia”.
Apoyos patagónicos
El gobernador Weretilneck contaba con el apoyo de su par de Neuquén, Rolando Figueroa, quien pujaba por darle la salida al gas de Vaca Muerta desde un puerto rionegrino. Esta mañana, el neuquino había expresado que “algo me huele que hoy va a ser un gran día para los patagónicos”.
Figueroa dijo luego que el proyecto que tenía en vilo a la provincia de Buenos Aires y a la de Río Negro, permitirá “monetizar Vaca Muerta, acompañada de diferenciarnos en calidad, mejorar el precio y salir por un puerto donde podamos generar nuevas alternativas como patagónicos”.
Esta semana los gobernadores de Chubut y Santa Cruz, Ignacio Torres y Claudio Vidal, también se habían expresado a favor de su par rionegrino en la puja por el proyecto. En este sentido, el gobernador neuquino remarcó la unidad existente entre los principales referentes de la Patagonia y dijo que “las provincias argentinas ya no somos esas que que pasivamente aceptábamos lo que nos imponía Buenos Aires”.
“Si hay algo que hemos hecho es ofrecer un puerto de salida, nos hemos integrado y hemos ofrecido una propuesta, una potencialidad de exportar con licencia ambiental y social”, sostuvo Figueroa al remarcar que no se trata de rivalizar con el gobernador Kicillof.
, Laura Hevia
El gigante anglo-austaliano BHP, una de las compañías mineras más grandes del mundo, desembarcará con mayor fuerza en la Argentina para desarrollar dos megaproyectos de cobre. Por un lado, adquirirá el 100% del proyecto de cobre Filo del Sol junto a Lundin, un grupo minero canadiense con foco en exploración. Para esto, desembolsarán casi US$ 3.250 millones. Al mismo tiempo, ambas compañías formaron un joint venture (empresa conjunta) donde cada una tendrá el 50% para desarrollar Josemaría, otro un megaproyecto de cobre. Para esto, BHP le pagará US$ 670 millones a Lundin.
Los dos yacimientos de cobre están ubicados en San Juan y son de clase mundial. Están a 30 kilómetros de distancia entre ambos y muy cerca del límite con Chile. Además, BHP en la actualidad es uno de los principales productores del cobre chileno.
La decisión del gigante anglo-australiano de acelerar inversiones en megaproyectos de cobre en el país genera una fuerte expectativa en el sector minero. Según el comunicado de BHP, fue clave “la legislación recientemente aprobada en la Argentina, que beneficia a los proyectos que están entrando en desarrollo”, en referencia al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). La Argentina no produce cobre desde 2018.
En concreto, la minera BHP, que es la fusión de 2001 de la australiana Broken Hill Proprietary y la compañía británica Billiton, desarrollará Filo del Sol junto con Lundin luego de adquirir el 100% del proyecto. Filo del Sol pertenece al Lundin Group y ya tenía como accionista minoritario a BHP, que adquirió en 2022 casi el 10% del proyecto por US$ 100 millones.
La sociedad entre ambas implica la adquisición de todas las acciones en circulación que no posee Lundin. Para adquirir por completo Filo Mining (la empresa creada por Lundin para desarrollar el yacimiento Filo del Sol) desembolsarán casi US$ 3.250 millones.
“Según los términos de la transacción, los accionistas de Filo, excluyendo a BHP y Lundin Mining, recibirán una contraprestación total de aproximadamente C$ 4.1 mil millones (casi US$ 3.000 millones), lo que representa C$ 33,00 (US$ 23,8) por acción de Filo”, agrega el comunicado de BHP. El acuerdo accionario también implicó una colocación d acciones de Filo Mining por US$ 82 millones para BHP y Lundin.
Al mismo tiempo, ambas mineras firmaron un joint venture que implica que BHP participará con el 50% del megaproyecto de cobre Josemaría, también ubicado en territorio sanjuanino. El otro 50% permanecerá en manos de Lundin. Por esto, BHP le pagará a Lundin casi US$ 670 millones. Josemaría está en etapa de pre-construcción y demandará una inversión de alrededor de US$ 5.000 millones.
Josemaría está ubicado cerca de Chile, pero también al límite (unos 700 metros) de la provincia de La Rioja, que reclama algún tipo de participación en los beneficios del proyecto. Podría exportar cobre y oro por US$ 1.150 millones anuales. Fue motivo de disputa entre ambas provincias por los 4.000 puestos de trabajo que demandará la construcción y 1.000 la etapa de producción, quién aportará los proveedores, el canon minero y por las regalías, entre otros factores.
BHP destacó en un comunicado que la sociedad entre ambas mineras implica “la consolidación de dos activos clave en el Distrito de Vicuña (está ubicado en San Juan y es uno de los polos cupríferos más importantes del mundo) por parte del joint venture, crea una huella operativa líder en el mercado y ofrece una sólida capacidad de balance para financiar el desarrollo de proyectos futuros; un potencial para capturar sinergias y eficiencias operativas; y la capacidad de Filo del Sol de beneficiarse de la legislación recientemente aprobada en la Argentina que beneficia a los proyectos que están entrando en desarrollo”, en referencia al RIGI.
, Roberto Bellato
Naturgy Argentina lanza la edición 2024 de su programa “Cuidemos Nuestros Recursos” de uso eficiente de los recursos naturales y de acción centralizada, alrededor de su portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com.
Esta iniciativa que, se lleva adelante todos los años, tiene como objetivo promover la eficiencia energética y la conservación de los recursos naturales en las comunidades, mediante capacitaciones para docentes y estudiantes, a fin de brindarles herramientas sobre el cuidado del medio ambiente y el buen uso de las distintas fuentes de energía y recursos naturales con que cuenta nuestro planeta.
Naturgy, en alianza estratégica con Fundación Manos Verdes, acompaña a la comunidad en la que distribuye gas natural en su transición hacia el desarrollo sostenible, ofreciendo acciones de concientización ambiental en los municipios e instituciones educativas. Por tal motivo, en la web del Programa está abierta la convocatoria a aquellos docentes del conurbano bonaerense para que se puedan inscribir para recibir un taller de educación ambiental en el aula.
“Estamos entusiasmados de dar comienzo, un nuevo año, del programa ‘Cuidemos Nuestros Recursos’ el cual representa un pilar fundamental para nuestro compromiso con la sostenibilidad, dando a conocer los principios sobre la importancia de la eficiencia energética y proporcionar herramientas prácticas para reducir el consumo y minimizar el impacto ambiental”, afirmó María Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.
Asimismo, la ejecutiva sumó que “este programa no solo busca educar y asesorar, sino también motivar a toda la comunidad a tomar acciones concretas en la protección de nuestros recursos naturales”.
«A través de las actividades presenciales que realizamos con la Fundación Manos Verdes y la plataforma virtual logramos desarrollar un programa interactivo y participativo para toda la comunidad. Los docentes valoran mucho el intercambio de conocimientos y experiencias entre sus pares a nivel nacional. Al mismo tiempo realizamos actividades presenciales en los diferentes municipios, como las plantaciones, limpiezas y actividades de educación ambiental, que tienen un impacto positivo en la comunidad local», señaló Verena Böhme, directora ejecutiva de Manos Verdes.
El programa “Cuidemos Nuestros Recursos” surgió como respuesta a la creciente necesidad de adoptar prácticas sostenibles y responsables en el uso de la energía y el gas. A través talleres y cursos de capacitación destinados a docentes y alumnos, y también a funcionarios y/o colaboradores de diferentes organizaciones aliadas, que abordan temáticas tales como Uso Responsable y Eficiente de la energía; desarrollo y mantenimiento de huertas y compost; y las 3R de la ecología: reducir, reutilizar y reciclar, según precisaron desde la compañía.
El portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com cuenta con material didáctico y videos para que los docentes puedan utilizar en clase con sus alumnos, así como también podrán acceder a tomar diversas capacitaciones, obteniendo su respectivo certificado que acredita su realización. Por su parte, los niños pueden, a través de contenido informativo y de juegos lúdicos, concientizarse y aprender a realizar un uso eficiente del agua, el gas natural, la electricidad y el papel. Sobre cada uno de estos tópicos, hay información científica, datos de interés, recomendaciones de uso y juegos interactivos para comprobar los conocimientos adquiridos.
A su vez, el portal posee una sección exclusiva para docentes, cuyo objetivo es concientizar sobre el rol protagónico que posee la energía en la vida diaria y en la economía y desarrollo del país, poniendo énfasis en la importancia de educar en hábitos y conductas eficientes y amigables con el medio ambiente.
Para más información sobre el Programa y cómo participar, los interesados pueden visitar el sitio www.CuidemosNuestrosRecursos.com de Naturgy, o contactar a Fundación Manos Verdes en sus redes:
, Redaccion EconoJournal
En respuesta a las devastadoras consecuencias del temporal que azotó Bahía Blanca el pasado 16 de diciembre de 2023, Oleoductos del Valle S.A firmó un convenio en el que se compromete a realizar un aporte para la reconstrucción del Club Talleres de esa ciudad, que ahora busca recuperar sus instalaciones que fueron gravemente afectadas por el desastre natural.
En esta cruzada solidaria, Oldelval, empresa líder en el sector midstream, se unió en un esfuerzo de colaboración con el Colegio de Ingenieros de Bahía Blanca. Esta alianza busca maximizar el impacto de la ayuda y contribuir de manera efectiva a la recuperación de los espacios del histórico club bahiense.
Talleres de Bahía tiene 99 años de historia. El objetivo ahora es llegar al centenario de la institución con la obra de reconstrucción totalmente lista. El colegio de Ingenieros de esa ciudad estará a cargo del proyecto ejecutivo y la certificación de la obra.
El acuerdo quedó sellado en un acta firmada por los representantes de cada una de las organizaciones mencionadas. Por Oldelval, suscribió su CEO, Ricardo Hösel; Carla Mariani, presidenta de Talleres, lo hizo en representación del club; y por parte del Colegio de Ingenieros de esa ciudad, firmó su presidente, Alejandro Di Chiara.
La firma del acuerdo marco se llevó adelante este lunes en un acto del que participaron Mauricio Mac Kenzie, jefe de RRII; y Paula Urquiza, gerente de Gestión de Personas en representación de Oldelval; acompañados por el intendente de la localidad, Federico Susbielles Rodríguez; la dirigencia del Colegio de Ingenieros, y la presidenta junto a la Comisión Directiva del Club.
El fenómeno, ocurrido a finales del año pasado, resultó en la trágica pérdida de 13 vidas, dejó 14 personas gravemente heridas y obligó a más de 300 residentes a evacuar sus hogares. Las fuertes ráfagas de viento, que alcanzaron velocidades de hasta 150 km/h, causaron graves daños tanto en viviendas como en la infraestructura de la ciudad.
, Redaccion EconoJournal
La energía nuclear une a la Argentina con Canadá hace más de 40 años a través de la central de Embalse. El reactor de tipo CANDU de 656 MW de potencia emplazado en Córdoba fue el segundo construido en el país siguiendo la línea tecnológica de centrales con uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante. Hasta allí se dirigió en los últimos días una comitiva de máximo nivel de Candu Energy, la compañía nuclear que tiene los derechos comerciales sobre la tecnología CANDU, encabezada por su CEO y presidente, Gary Rose. Además, visitó la Planta Industrial de Agua Pesada de Neuquén que podría proveer a las centrales que proyecta construir la firma canadiense. En una entrevista exclusiva con EconoJournal, Rose se explayó sobre las necesidades de Candu Energy, las potenciales áreas de colaboración con la Argentina, las proyecciones de nuevas centrales nucleares, la demanda de agua pesada que podría ser provista por Argentina y el reactor Candu Monark que están diseñando.
La provincia de Ontario en Canadá proyecta que necesitará 18 GW nuevos de energía nuclear para cumplir con sus metas de cero emisiones al 2050. Gary Rose, que asumió la conducción de Candu Energy hace poco más de un año y previamente lideró las extensiones de vida de varias unidades CANDU en la central nuclear de Darlington, cree que la Argentina puede ser un potencial socio estratégico en la provisión de agua pesada, servicios de ingeniería, equipamiento nuclear y más.
Este es el motivo que lo llevó primero a Córdoba y luego a visitar la Planta Industrial de Agua Pesada en Arroyito, que se encuentra parada desde 2017 por falta de demanda de agua pesada grado reactor. Ya de vuelta en Buenos Aires mantuvo reuniones con la plana mayor de la Comisión Nacional de Energía Atómica, con Nucleoeléctrica Argentina, con Conuar y con la canciller Diana Mondino.
Gary Rose, CEO y presidente de Candu Energy.
–¿Qué lo trae de visita por el país?
–Soy presidente y CEO de Candu Energy. Hace un año que estoy en este puesto y mi principal razón para venir fue ir a Embalse. Nuestra primera prioridad es asegurarnos de que estamos brindando servicios operativos, servicios de campo, servicios de paradas de mantenimiento a todos nuestros clientes en todo el mundo. Tenemos gente de Canadá que estará aquí durante las próximas semanas para brindar apoyo en relación con la parada programada que está por comenzar. La segunda razón por la que estamos aquí es realmente contar la historia de lo que Candu está haciendo en este momento como empresa. Estamos apoyando extensiones de vida en todo el mundo. En Rumania, ciertamente en Ontario, probablemente en China, tal vez en Corea del Sur. Por eso queríamos asegurarnos de que se entendiera de qué se trata, porque creemos que Argentina puede ayudar. Finalmente, compartir la historia de nuestro crecimiento y planes de construcción. Rumania va a completar dos nuevas plantas CANDU y estamos desarrollando lo que llamamos Monark, que es un nuevo reactor CANDU de 1000 MW. Teniendo en cuenta que en la Argentina ya existe una planta CANDU, que tenemos un acuerdo de cooperación nuclear entre Canadá y Argentina y que ustedes tienen una experiencia sustancial aquí, vemos oportunidades de trabajar juntos para ayudar al mundo a renovar o construir nuevos reactores CANDU. Por supuesto, si construimos una nueva flota de reactores CANDU requerirán agua pesada. Así que el motivo por el que visitamos la planta de agua pesada es para entender la tecnología y cómo funciona esa operación, para hablar sobre posibles oportunidades de colaboración en el futuro entre Canadá y Argentina. Estamos aquí para hablar sobre cómo Argentina y Canadá pueden colaborar en beneficio de las futuras extensiones de vida y nuevas construcciones de CANDU.
–¿Quieren comprar agua pesada o están buscando una asociación estratégica?
–Es demasiado pronto para comentar lo que haremos. Esta fue la primera reunión. Queríamos entender la naturaleza de la tecnología, entender cómo funciona y ahora tendremos conversaciones sobre lo que podríamos hacer juntos y si eso implica apoyarnos mutuamente o si es algo más grande que eso. Pero volvemos a este punto clave: si vamos a planificar y construir nuevos reactores necesitaremos agua pesada. El hecho es que Argentina tiene una planta de agua pesada y Canadá no. Por lo tanto, hay muchas oportunidades para que colaboremos y aprendamos de la gente de aquí y potencialmente compremos agua pesada o servicios de ingeniería para producir agua pesada en otros lugares.
–El gobierno canadiense incluyó a la energía nuclear en sus planes de descarbonización al 2050. ¿Cuánta energía nuclear nueva se necesitaría en Canadá?
–En Canadá, el gobierno federal establece la política y los gobiernos provinciales deciden cómo cumplirla, ya sea utilizando energías renovables, hidroeléctrica o nuclear. Actualmente en Ontario tenemos unos 13 GW de energía nuclear en las instalaciones de Darlington, Pickering y Bruce Power. Representan el 60% de la energía de Ontario. Aproximadamente el 93% de la energía producida en Ontario ya es energía limpia. Estamos hablando con otras provincias sobre el potencial de la energía nuclear. Nuevo Brunswick también tiene una planta nuclear en este momento. Probablemente necesitarán más energía nuclear y planean construir más. Saskatchewan está construyendo reactores modulares pequeños (SMR), Alberta está hablando de construir SMR y ambos también están contemplando la posibilidad de desarrollar una gran planta nuclear. Quebec ha dicho que no tienen suficiente agua, quizás la nuclear sea requerida. Pero creo que como varios de los países del mundo, Canadá reconoce que no se puede llegar a cero emisiones netas sin energía nuclear. Si tienen energía hidroeléctrica, genial. Pero para aquellos países que no tienen energía hidroeléctrica, la siguiente mejor opción limpia para la energía de base, independientemente del viento o el sol, es la nuclear. En la COP28, 24 países se comprometieron a triplicar la cantidad de energía nuclear. Ahora, volviendo a Ontario, a finales de 2022, publicaron un informe llamado Pathways to Decarbonization. Este informe dice que, para lograr cero emisiones netas en 2050, necesitamos otros 18 GW de energía nuclear en Ontario además de los 13 actuales. Así que eso es más del doble de la cantidad de plantas nucleares que tenemos. Actualmente tenemos 18 plantas CANDU en funcionamiento en Ontario. Nos gustaría ver más. Por lo tanto, estamos en el proceso de diseñar el Monark para satisfacer esa necesidad. Los operadores tomarán las decisiones, en última instancia, y pasarán por un proceso de adquisición para seleccionarlo. No damos nada por sentado, pero CANDU es, en mi opinión, la mejor tecnología del mundo, porque utiliza uranio natural, no necesita parar para reponer combustible, lo que le confiere un alto factor de capacidad, y produce isótopos médicos. Ninguna otra planta nuclear hace esto. Por eso, CANDU es única, especial y diferente.
—¿Qué tan preparados están los proveedores en Canadá para responder a estos planes?
–Las plantas CANDU en Canadá, en este momento, están pasando por una remodelación. Como lo hizo Embalse entre 2016 y 2018. Debido a esto, la cadena de suministro realmente se ha fortalecido. Tenemos muchas empresas que proporcionan materiales a la flota canadiense de CANDU, y también proporcionan materiales de herramientas a nivel mundial a otras CANDU, principalmente a través de nuestra empresa. Entonces, hemos tenido un muy buen comienzo debido a esas renovaciones. Tenemos una cadena de suministro calificada en materia nuclear realmente buena. Pero si vamos a construir la cantidad de nuevas plantas que queremos necesitaremos más proveedores calificados. Entonces, esa es otra parte de la conversación aquí. Ahora estamos asumiendo más renovaciones en Rumania, por ejemplo. Nuevas construcciones con Cernavoda 3 y 4. Necesitaremos fortalecer la cadena de suministro y esa es otra oportunidad para la Argentina. Ustedes tienen una sólida cadena de suministro que se desarrolló en torno a su reactor CANDU para suministrar materiales para la construcción original, así como para la renovación. Parte de nuestra conversación del sábado trata sobre eso, cuál es su capacidad de suministro y cómo podemos aprovechar parte de ella. Creo que probablemente haya muchas más conversaciones con proveedores sobre eso. Queremos crecer y fortalecer la capacidad de la cadena de suministro. En nuestra mente, queremos desplegar 25 Monarks en Canadá, tal vez 100 en todo el mundo antes de 2050. Por lo tanto, eso requerirá mucho esfuerzo. Si el mundo necesita 1000 reactores grandes según el Organismo Internacional de la Energía Atómica, no hay razón por la que Canadá no pueda proporcionar 100 reactores CANDU.
–Entonces, usted ve a la Argentina y su industria nuclear como un socio probable en este renacimiento nuclear.
–Sí, absolutamente. La palabra colaboración es probablemente la palabra más mencionada en nuestro viaje. Cómo podemos colaborar y, en última instancia, asociarnos con los proveedores de agua pesada, con Nucleoeléctrica y su capacidad en ingeniería, con la capacidad de Conuar en la cadena de suministros. Cómo podemos trabajar juntos para aprovechar esa experiencia en beneficio de la Argentina y de otras naciones que están interesadas en tener energía nuclear.
La comitiva de Candu Energy visitando la Planta Industrial de Agua Pesada en Neuquén.
–¿Qué pasó con la producción de agua pesada en Canadá?
–El último reactor CANDU que construimos en Ontario fue en los años 90 y la planta que suministraba esa carga original de agua pesada ha sido desmantelada. Por lo tanto no tenemos una planta de agua pesada en Canadá a gran escala. Hay algunos procesos pequeños que están produciendo agua pesada por razones no nucleares. El agua pesada se utiliza en nuestros teléfonos en estos días, en las pantallas OLED. Pero actualmente no tenemos una planta de producción. En mi perspectiva, si voy a construir 100 Monarks, o nuestro reactor CANDU-6 también necesitaremos un montón de agua pesada. Habrá algunos clientes que querrán un CANDU-6. Ahora lo llamamos CANDU-6 mejorado (EC6), porque lo hemos mejorado después de Fukushima. Pero, en ese período, construimos el último reactor en la década de 1990. Ya sabes, no se construyeron muchos reactores nucleares en los últimos 20 años y la planta era de tecnología más antigua y diferente a la actual. La tecnología de agua pesada que teníamos en Ontario no estaba a la altura de los estándares modernos. La planta argetina sí lo está. Por lo tanto, necesitamos determinar cómo puedo suministrar suficiente agua pesada para una flota de nuevos CANDU. Esa fue parte de la razón por la que estamos aquí y es parte de las conversaciones.
–-¿Existe una estimación de cuánta agua pesada necesitará Canadá en los próximos años?
–Cada reactor Monark requiere 1000 toneladas de agua pesada y un EC6 requiere aproximadamente 550, 560 toneladas de agua pesada. Por lo tanto, si quiero 25 Monark, eso son 25.000 toneladas de agua pesada en Canadá. Si quiero 100 Monarks en todo el mundo, son 100.000 toneladas de agua pesada. Eso es mucho más de lo que esta planta puede producir aquí. Pero la realidad es que estamos explorando todas las opciones. Podría incluir acuerdos de producción o compra de energía o de descarga con esta planta. Podría requerir que repliquemos esta planta en Argentina o en otras jurisdicciones para cumplir con ese tipo de capacidad. Esas son decisiones que aún están por tomarse.
–¿Cuándo necesitaría Canadá un primer lote de producción de agua pesada?
–Nuestros planes actuales son estar listos para iniciar la construcción del primer Monark a finales de esta década y estar en servicio produciendo electricidad a mediados de la próxima década, en 2035. Lo que significa que necesitaríamos 1000 toneladas de agua pesada para 2034. Si desplegáramos reactores en general en los sitios, generalmente los desplegaríamos en lo que llamamos paquetes de 4. Es decir, el primero en 2035 y luego cada año a partir de entonces. Considerando que la planta de agua pesada aquí tiene una capacidad de 200 toneladas, eso sería cinco años de trabajo para un solo reactor. Es por eso que necesitamos considerar muchas opciones. Tienen una planta que puede comenzar a producir agua pesada y un diseño que potencialmente podría replicarse y tal vez modernizarse en algunos aspectos, pero ciertamente hay una ventaja sobre otras naciones en este momento desde nuestra perspectiva. El agua pesada existe en el mundo y hay reservas generalmente en las empresas con reactores CANDU en varios lugares. Por lo tanto, un primer Monark no necesariamente necesita el agua pesada que se produciría aquí o en alguna otra planta. Sin embargo, tan pronto como se llega a los múltiplos, entonces se requiere agua pesada en grandes cantidades.
–¿Cuál es el propósito de diseñar un reactor CANDU de 1000 MW?
–Estamos diseñando el Monark porque el mundo necesita muchas más plantas nucleares y la tecnología CANDU es fantástica. El hecho de que el reactor CANDU utilice agua pesada es la razón por la que se pueden obtener isótopos nucleares para fines médicos y alimentarios. Los isótopos nucleares son algo realmente positivo para la sociedad. Todas las características del reactor CANDU lo convierten en un reactor realmente seguro y eficaz y proporciona seguridad energética a las naciones que no tienen capacidad de enriquecimiento. Se puede procesar uranio, comprar uranio y crear los paquetes de combustible ellos mismos, como lo hace Argentina. No hace que las naciones como Argentina dependan de otras naciones para proporcionar capacidad de enriquecimiento. Con nuestros clientes en Ontario, en nuestras conversaciones con ellos, decidimos que un reactor de mil megavatios sería bueno para sus necesidades. Es un poco más grande que las que tenemos actualmente, lo que la hará más económica. Tradicionalmente, cuanto más grande es la unidad hasta un umbral, ha sido más atractiva económicamente. Y vemos esto cuando comparamos una unidad CANDU de 800 megavatios con una unidad CANDU de mil megavatios. Será más atractiva económicamente por megavatio para esto. Así que el diseño fue para satisfacer las necesidades de Ontario. La otra cosa que queríamos hacer es no crear un diseño desde cero. Esta es una evolución del diseño CANDU, no una revolución. Está utilizando características de diseño existentes que ya están autorizadas en Canadá. Utiliza una calandria. Utiliza los mismos tubos de presión que utiliza Darlington, que son muy similares a los que utiliza Embalse. 480 canales frente a 380 en Embalse. Pero la estructura, el diseño de la planta es en realidad más parecido al CANDU 6 de Embalse que a las plantas actuales de Ontario. Así que es una sola unidad. Por lo tanto, no depende de otras unidades. Muchas de las plantas CANDU en Canadá tienen sistemas compartidos en 4 unidades. Por lo tanto, esta es una unidad independiente, autónoma, como Embalse. Estará mucho más modernizada con controles digitales, dispositivos de monitoreo digital para reducir el costo de operación, todas características de seguridad mejoradas para cumplir con el diseño del reactor de tercera generación+. Estamos muy emocionados. Tengo alrededor de 300 personas trabajando en Monark ahora mismo para completar el diseño en 2027, de modo que podamos comenzar esa primera construcción en 2029. Incluso hablamos de que la NASA y la gente de Embalse podrían venir y contribuir con sus experiencias al diseño.
–Dicen que el diseño tendrá una vida útil de 70 años. ¿Esto es con o sin extensión de media vida?
–Es con extensión. Sí, nuestras plantas aún requerirán una renovación a mediano plazo. Pero lo que estamos haciendo es diseñarla para que esa renovación a mediano plazo sea mucho más fácil y más corta. También estamos diseñando estrategias para que sea mucho más fácil obtener isótopos médicos de los reactores. Estamos aplicando todos esos aprendizajes de esa primera generación de reactores CANDU en este reactor.
–Hay un debate en la industria nuclear sobre el costo de los nuevos proyectos nucleares y las ventajas que los reactores modulares pequeños podrían ofrecer sobre los reactores de gran potencia. ¿Cuál es su posición al respecto?
–Mi posición es que necesitamos todo lo anterior y no voy a hablar de costos ni por un segundo. Voy a hablar de la aplicación. En la zona de Buenos Aires hay 14 millones de personas. Esos son muchos reactores modulares pequeños que se necesitarían para dar servicio a esta zona si se optase por la energía nuclear. Pero en la provincia donde está la planta de agua pesada no hay tanta densidad de población, ¿verdad? Así que se podría poner un reactor modular pequeño allí, pero probablemente no se pondría un reactor nuclear grande porque no se necesita la energía allí. Así que, en primer lugar, cuando pienso en reactores grandes o pequeños, los necesitamos todos. Grandes y pequeños, los necesitamos todos. Necesitamos reactores modulares pequeños para comunidades remotas. En Canadá, tenemos comunidades que obtienen su electricidad a partir de diésel. Es muy caro y no es respetuoso con el medio ambiente. Veo un futuro en el que los microreactores pueden descarbonizar estas comunidades remotas, proporcionar electricidad pero también vapor para la desalinización del agua o calefacción para invernaderos. Se trata de comunidades del norte que son muy frías y necesitan invernaderos para la seguridad alimentaria. También necesitaremos SMRs para la descarbonización industrial. Es decir, industrias que necesitan una gran cantidad de vapor, como la petroquímica, minería, petróleo y gas. Esos serían SMRs de alta temperatura, generalmente de cuarta generación, que crean vapor para aplicaciones industriales. X-Energy es un ejemplo de eso. Luego tenemos SMRs como el BWRX 300 de GE Hitachi, que es el que Darlington está implementando. Mi equipo trabaja en ese proyecto. Apoyamos a GE Hitachi en el diseño estándar y trabajamos con Ontario Power Generation en la entrega integrada de productos haciendo un diseño específico para el sitio. Entonces, aunque soy el OEM (NdR: original equipment manufacturer) de CANDU, también apoyamos este programa SMR. Considero que esos reactores BWRX 300 son ideales para aquellas partes del mundo que no requieren un reactor de gran tamaño. También veo reactores de gran tamaño en áreas densamente pobladas, como en Argentina. Creo que los reactores de gran tamaño son más eficientes en términos de uso de la tierra. Utilizan menos tierra que los SMR. Opino actualmente que los reactores grandes bien construidos serán más económicos que los pequeños. Tal vez cuando se produzcan cientos de SMR en forma fabril se vuelvan competitivos. Pero el tiempo lo dirá. Nuestro objetivo es producir reactores CANDU de gran tamaño que sean muy atractivos económicamente en comparación con cualquier otra opción.
–Cameco y Brookfield compraron Westinghouse el año pasado. Parece que Canadá quiere volver a tener un papel de liderazgo en la industria nuclear mundial.
–La tecnología CANDU es propiedad del gobierno canadiense. La tecnología Westinghouse es propiedad financiera de dos empresas en Canadá, pero es tecnología estadounidense. CANDU es tecnología canadiense. En el último presupuesto federal de Canadá, el CANDU fue señalado como un activo estratégico canadiense. Por lo tanto, creemos que si Canadá va a seguir siendo una nación nuclear de primer nivel debemos implementar la tecnología que poseemos. Westinghouse es una gran tecnología, y se necesita tanta energía nuclear en el mundo que Westinghouse, EDF, KHNP, e Hitachi, todos debemos cumplir con nuestros proyectos. Hay una gran necesidad, pero creemos que los reactores CANDU tienen un lugar en Canadá y en los países que tienen uranio natural y no quieren depender del enriquecimiento. Creemos que países como Australia, potencialmente como ejemplo para el futuro, tienen suministro de uranio. En la actualidad, la energía nuclear no está permitida en Australia, pero sin duda hay un gran impulso para cambiar eso y creemos que CANDU sería una opción perfecta.
–¿Cómo ve las perspectivas de financiación privada para nuevos proyectos nucleares?
–Diría que hace tres años las perspectivas eran malas y podría decirse que hoy en día la financiación privada es difícil debido a los grandes proyectos nucleares que no han ido bien en el mundo. Proyectos con retrasos en los EE.UU. y en Finlandia. Tuvimos un proyecto que ha ido bien, al menos técnicamente, que es la planta de Barakah en los Emiratos Árabes Unidos. Pero creo que hay un reconocimiento de que no vamos a llegar allí sin nueva energía nuclear. Mi esperanza es que podamos demostrar en los primeros reactores que construyamos en Ontario que planificaremos ese trabajo extremadamente bien, de modo que se ejecute a tiempo y dentro del presupuesto. Digo esto como si fuera una declaración frívola, pero esa es la realidad de cómo hay que gestionar estos grandes proyectos. Si podemos demostrar que podemos desplegar uno, dos o cuatro de estos reactores a tiempo y dentro del presupuesto, cuando empiece a analizar una flota, será cada vez más barata, porque se acumula experiencia. El objetivo es tener un diseño estándar que se pueda implementar una y otra vez, y no cambiarlo en la medida de lo posible. Eso reducirá el precio al entregar a tiempo y dentro del presupuesto esos primeros proyectos y abrirá la oportunidad a la financiación privada. En este momento, la mayoría de los proyectos son grandes y generalmente tienen algún tipo de respaldo político, respaldo gubernamental. Pero necesitamos llegar a un punto en el que podamos demostrar la entrega una y otra vez. Las últimas siete plantas CANDU que se construyeron se hicieron a tiempo y dentro del presupuesto. En algunos casos antes de tiempo y por debajo del presupuesto. Candu lo ha hecho en el pasado y lo haremos en el futuro. La conversación en Ontario en particular sobre la nueva construcción solo es posible porque hemos entregado resultados a tiempo y dentro del presupuesto de 13.000 millones (NdR: de dólares canadienses) asignado para las extensiones de vida en Darlington en particular. Eso ha llevado a la provincia a tener la confianza y la seguridad de que se podía confiar en nosotros para luego remodelar Pickering, continuar remodelando todos los sitios operativos Candu en el mundo y luego construcciones nuevas. Ese es el enfoque que utilizaremos para llevar a cabo proyectos con éxito en Candu Energy. No iniciaremos un proyecto cuyo diseño no esté completo. No lo haremos. No iniciaremos un proyecto sin un cronograma detallado y cargado de recursos con métricas de rendimiento que nos permitan medir el rendimiento. No voy a condenar un proyecto como ese al fracaso. Debe planificarse adecuadamente y ejecutarse meticulosamente.
–¿Las tasas de interés son actualmente un problema para los proyectos energéticos?
–Creo que las tasas de inversión para los intereses de construcción son más altas que antes, lo que aumentará el costo del CAPEX en los proyectos que no tienen algún respaldo financiero. En Ontario, podríamos obtener financiamiento de la provincia que reduzca las tasas, pero esas tasas son sin duda más altas que antes. Sin duda, es algo que debe tenerse en cuenta en los costos de construcción de estos proyectos. Cuanto más corto pueda hacer ese período de construcción, mejor. Por lo tanto, más modularización. Esta es una de las cosas en las que se centrará el Monark: cómo acortar el período de construcción hasta un punto en el que podamos reducir el interés acumulado a lo largo del tiempo. Así que cuanto más rápido pueda poner esa unidad en servicio, mejor será para usted, y reducirá los costos totales de interés y los costos de financiamiento del proyecto.
La canciller Diana Mondino recibió al CEO de Candu Energy., Nicolás Deza
Luego de la aprobación de la Ley de Bases, el gobierno trabaja en la reglamentación del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). El objetivo original de la norma es apuntalar grandes proyectos de inversión minera, como cobre y litio, y de infraestructura, como plantas de Gas Natural Licuado (GNL), de procesamiento y separación de líquidos, gasoductos y oleoductos, entre otras obras de infraestructura.
Algunas petroleras solicitaron en las últimas semanas extender, además, el beneficio a las inversión propiamente destinada a la perforación de pozos de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Concretamente, lo que plantearon fue que los beneficios previstos por el RIGI alcancen también al upstream de hidrocarburos, tal como se conoce en la jerga petrolera al segmento de exploración y producción (E&P). Pretendían, de esa manera, que la inversión destinada a la perforación de pozos de petróleo en Vaca Muerta puedan encuadrar bajo el paraguas del RIGI. «Sería una buena alternativa para acelerar el desarrollo de campos de shale oil (petróleo no convencional) en Neuquén», reconocieron desde una compañía internacional. Sin embargo, funcionarios del Ministerio de Economía y de la Jefatura de Gabinete descartaron de plano esa posibilidad.
“La ley define sectores ampliamente. La reglamentación busca que sin contradecir la ley se incluyan los proyectos que realmente necesitan RIGI. El upstream de petróleo no lo necesita y la industria lo sabe. Se está trabajando la reglamentación en ese sentido”, aseguraron a EconoJournal en un despacho oficial. “Ni para Vaca Muerta ni para ninguna otra cuenca”, agregaron.
El vicejefe de Gabinete, José Rolandi, y la secretaria de Planeamiento Estratégico, María Irazabal Murphy, también negaron esa posibilidad ante los propios empresarios en reuniones que mantuvieron con miembros de la Cámara de la Industria de la Energía (CADE) y de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) en los últimos 15 días. En uno de esos encuentros, un abogado de una petrolera internacional que está iniciando un proyecto de desarrollo en Vaca Muerta exploró la posibilidad de que el RIGI aplique específicamente para las inversiones dirigidas a la perforación de nuevos pozos de petróleo no convencional. “Fueron bastante taxativos al responder que esa posibilidad no está contemplada”, aseguró a este medio uno de los presentes en ese cónclave.
En el gobierno argumentan que no es correcto incluir dentro del RIGI la perforación de pozos en áreas de Vaca Muerta porque si una empresa ya deriskeó el yacimiento, perforó y tiene buenos niveles de actividad es porque ya logró despejar la ecuación económica de su negocio, por lo que no precisa de incentivos adicionales para seguir perforando pozos de shale oil.
El propio Federico Sturzenegger, flamante ministro de Desregulación y Transformación del Estado, ya había negado esa posibilidad durante el debate del proyecto de Ley de Bases, pero algunas empresasno se resignan e intentaron rever ese punto.
, Fernando Krakowiak y Nicolás Gandini
El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, manifestó su apoyo para que la planta de gas natural licuado (GNL) de YPF – Petronas, que procesará el shale gas proveniente de Vaca Muerta, se radique Río Negro. De esta forma, se sumó a los gobernadores patagónicos Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck que también expresaron su respaldo a esta iniciativa.
Torres remarcó que “Río Negro cuenta con ventajas competitivas indudables. A eso se suma una receptividad a las inversiones que justifican sobradamente a esa plaza como destino final para el desarrollo del proyecto de YPF-Petronas, y muchos otros por venir”.
Asimismo, el mandatario chubutense aseveró que “desde hace más de 100 años que Chubut y la Patagonia son el corazón energético que alimenta a todo un país. Llegó la hora de que el desarrollo industrial se haga en la Patagonia, para garantizar el agregado de valor en la producción local”.
Torres también cuestionó que “bajo la excusa de que el agregado de valor debía darse cerca de la demanda, fuimos testigos durante todo este tiempo de cómo nuestros recursos alimentaron el desarrollo industrial solo en territorios alejados”.
En ese sentido, el gobernador de Chubut agregó que “afortunadamente, el auge de los recursos no convencionales posiciona hoy a la Patagonia como un centro exportador de energía, en donde pierde sentido la demanda local y lo que realmente importa son las condiciones que ofrecemos para exportar al mundo”.
Por último, Torres valoró la inversión y aseguró que estos proyectos desarrollarán un nuevo polo productivo en la región, aprovechando todos los productos y subproductos. Sin embargo, advirtió: “No sólo queremos explotar nuestras materias primas para exportarlas al mundo, sino también para agregarles valor, desarrollar la industria y abrir nuevos horizontes para nuestras PyMEs”.
Semanas atrás, la Legislatura de la provincia de Río Negro sancionó el proyecto del gobernador Alberto Weretilneck para la adhesión al Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), lo que resulta clave para impulsar el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) de YPF y Petronas hacia Punta Colorada, el lugar en el que la petrolera bajo control estatal emplazará un nuevo puerto de exportación de hidrocarburos a través del proyecto Vaca Muerta Sur.
En línea con el planteo de Torres, el gobernador rionegrino aseguró que “las provincias son protagonistas en este nuevo rumbo para construir una Argentina más federal, justa y con oportunidades de desarrollo y crecimiento para todos”, aseveró.
Además, indicó que la posibilidad de exportar de manera sostenida duplicaría la producción de Neuquén y del país, pero que también esto tendría un impacto directo que se traduciría en el aumento del empleo directo, el crecimiento de las pymes y mayores regalías.
En esa misma línea, Figueroa expresó a través de su redes sociales el apoyo a la provincia vecina de Río Negro para la instalación de la planta de GNL puesto que indicó que «la ubicación en Sierra Grande ofrece ventajas técnicas, así como la licencia ambiental y social que la posicionan como la mejor opción para la construcción de un puerto específico que permita exportar nuestro gas al mundo».
Además, el mandatario neuquino expresó: «Celebramos que una provincia hermana de la Patagonia sea considerada para esta gran inversión, porque va a permitir también redistribuir oportunidades hacia el interior del país. Poder exportar GNL nos brinda un horizonte de progreso a toda la región patagónica, que impactará positivamente en la economía nacional».
, Redaccion EconoJournal
La ciudad de Ushuaia se vió afectada este viernes por un corte de suministro eléctrico que duró más de 10 horas. Desde la Dirección Provincial de Energía (DPE) informaron que el apagón fue producto de un desperfecto en el sector de celdas del Parque de Generación Eléctrica. La falla se originó por un corte en uno de los conductores que alimenta a los transformadores en la usina termoeléctrica de la ciudad.
La ministra de Obras y Servicios Públicos, Gabriela Castillo, explicó que la falla “no está ligada a un problema en los generadores, sino que el inconveniente se encuentra en el paso intermedio de lo que producen los equipos, que luego pasa por las celdas, y sale a distribución”.
También, la funcionaria comunicó que el personal de la Dirección continúa trabajando para restablecer el servicio de energía eléctrica en la distintos puntos de la ciudad.
El ministro de Energía de la provincia, Alejandro Aguirre, explicó que a las 06:07 horas del viernes se escuchó una explosión en el sector de celdas de la DPE. Frente a esta situación, de forma preventiva, salieron de línea todos los generadores de la usina, provocando el corte general del suministro.
El equipo de trabajo de la Dirección Provincial detectó un corte en uno de los conductores que alimenta a los transformadores que están en el predio y que abre la línea de suministro al Parque Industrial de la ciudad, según detallaron.
Asimismo, la descarga a tierra que provocó la avería en las instalaciones exteriores cercanas a la DPE llevaron a que en una de las celdas haya quedado trabado un interruptor. Es por esto que el personal de generación se encuentra trabajando en esa celda para poder avanzar en la reposición gradual del servicio.
Para lograr restituir el servicio de forma completa, desde la DPE informaron que durante la jornada de hoy llevarán adelante cortes rotativos de energía eléctrica en distintas zonas de la ciudad.
Hasta las 11:00:
Valle de Andorra,
• Dos banderas,
• B° La Cantera
• B° Los Morros (Parcial).
De 10:00 hs a 13:00:
• B° V. de POUM,
• B° Los Morros (Parcial),
• B° Mirador del Beagle,
• B° La Oca,
• Hotel Arakur,
• B° 11 de Noviembre,
• B° Mirador Fernández,
• B° Altos del Mirador Fernández,
• B° 640 Viv,
• B° 48 viv. APEL,
• Edificio Bahía Turek,
• B° Aeronáutica,
• B° Parque,
• B° Planta Bombeo DPOSS (Héroes de Malvinas),
• B° 60 Viv.,
• B° Gendarmería,
• B° Akar.
De 12:00 hs a 15:00:
• B° INTEVU XVIII,
• B° INTEVU XVII,
• B° INTEVU XVI,
• B° Calafate,
• B° Perón,
• B° Itulara,
• Plata DPOSS (Lasserre y Gómez),
• B° Carlos Beban,
• B° Altos del Beban,
• B° Akawaia,
• B° Kaupen,
• B° Pista de Esquí,
• B° Los Andes.
, Loana Tejero
La canadiense Aldebaran Resources concluyó la campaña de perforación de pozos 2023-2024 que permitiría identificar más recursos en Altar, uno de los megaproyectos de cobre y oro más grandes del país, ubicados en la provincia de San Juan, casi al límite con Chile. Según lo informado por la minera, los datos obtenidos de las últimas perforaciones podrían implicar “un aumento significativo en la próxima estimación de recursos”, que está prevista que se conozca en el segundo semestre de 2024. La compañía canadiense prevé realizar también la evaluación económica preliminar la segunda mitad de 2025 y el estudio de prefactibilidad en 2026.
Altar es uno de los proyectos de cobre y oro a gran escala que tiene el país en etapas iniciales, medianamente avanzadas o en construcción. Está ubicado a más de 4.000 metros de altura sobre el nivel del mar. Es uno de los cinco megaproyectos de cobre más importantes del país, junto a los sanjuaninos Josemaría (en construcción), Filo del Sol (exploración avanzada), Los Azules (prefactibilidad), El Pachón (factibilidad) y el salteño Taca Taca (entraría en construcción en los próximos meses), entre otros. La Argentina no produce cobre desde 2018, cuando cerró Bajo La Alumbrera.
La minera canadiense realiza la campaña con cuatro equipos de perforación. El megaproyecto tiene tres áreas, dos que fueron exploradas (Altar Este y Altar Central), pero la tercera (Altar United) es la que se está analizando en el último período y podría unir en profundidad a las dos áreas anteriores.
Esto permitiría incrementar la estimación de recursos, aunque hay que aguardar un año más. Además, Aldebaran planea realizar la evaluación económica preliminar en el segundo semestre de 2025, un hito relevante para este tipo de proyectos de grandes inversiones de capital. Luego del informe económico, la compañía podrá estimar el monto de inversión para la etapa de construcción de la mina, entre otras características del proyecto de cobre y oro. El fin buscado es alcanzar la etapa de prefactibilidad y, luego, la de factibilidad económica, que es donde se encuentran otros megaproyectos de cobre.
John Black, director ejecutivo de Aldebaran, señaló que “con la campaña de campo 2023/2024 detrás de nosotros, ahora estamos mirando la siguiente etapa. Desde que se elaboró la última estimación de recursos en 2021 completamos más de 63.000 metros de perforación y hemos realizado importantes descubrimientos. Con toda esta información adicional, esperamos un aumento significativo cuando completemos la nueva actualización de recursos minerales en la segunda mitad de 2024”.
La información de la última campaña de perforación, que demandó alrededor de US$ 20 millones, le permitirá determinar con más precisión la dimensión del megaproyecto, que posiblemente sea mayor a lo que se creía hasta ahora. Los pozos de la campaña de perforación 2023-2024 permitieron “expender la huella mineralizada lateralmente y en profundidad y demostrar el potencial de mayor ley del proyecto”, completó Black.
, Roberto Bellato
De acuerdo con un informe publicado por la empresa de análisis global de energías renovables Wood Mackenzie, Sudamérica podría verificar un aumento significativo de su potencia eólica en los próximos 10 años.
El documento proyectó que el mercado de Brasil, con Chile y la Argentina como laderos, impulsará un crecimiento de un 81% a escala regional. En el acumulado, la capacidad eólica terrestre instalada en la región se duplicará, alcanzando los 79 gigavatios (Gw) en una década.
Esto se debe a que los desarrolladores instalarán 40 Gw de nueva capacidad para 2033, según la última perspectiva de energía eólica terrestre de Sudamérica de Wood Mackenzie.
El año pasado, detalló el documento, mostró un récord de adición de 5,9 Gw en Sudamérica. En gran parte, esto se debió a la carrera que hubo en suelo brasileño para asegurar subsidios de tarifas de transmisión que estaban por expirar, tal como precisó el informe.
A pesar de la limitada demanda de energía, Brasil mantiene su liderazgo como el mayor mercado de la región. Este país contribuirá con el 54% de la expansión total regional, agregando 21,5 Gw para 2033.
Luego vienen Chile, que aportará 6,2 Gw, y la Argentina, que inyectará 4,5 Gw. Una similitud en los tres países será el aprovechamiento de los acuerdos de compra de energía comercial e industrial (PPA) para respaldar el desarrollo eólico.
En palabras de Kárys Prado, analista senior de Investigación de Energía y Renovables en Wood Mackenzie, la reciente sobreconstrucción de energías renovables impulsada por políticas se ralentiza en los dos principales mercados, Brasil y Chile, por lo que Sudamérica enfrentará un crecimiento limitado a mediano plazo. “De cara al futuro, la recuperación del sector dependerá de las mejoras en la red que ayuden a superar la competencia solar, así como del aumento de la demanda de energía y de las oportunidades del hidrógeno verde”, anticipó.
Según el informe, la limitada infraestructura de transmisión seguirá siendo un desafío para la energía eólica terrestre en la región. De hecho, habrá una feroz competencia con la energía solar fotovoltaica barata, que se beneficia de ubicaciones dispersas para superar las mejoras esenciales de la red que aún están pendientes de finalización. “Uno de los impulsores críticos, por su parte, es el libre mercado. Grandes compradores que buscan objetivos de descarbonización y condiciones de contratación negociables seguirán siendo esenciales para la expansión de la energía eólica terrestre a medida que el negocio madure en la Argentina, Brasil, Chile y Perú”, dijo Prado.
A su entender, Colombia y Ecuador todavía dependerán del mercado regulado y sus subastas centralizadas para respaldar el desarrollo. “Se espera que las empresas estatales en Bolivia, Guyana y Uruguay también continúen desempeñando un papel crucial en la promoción de proyectos de energía eólica terrestre”, añadió el experto.
En general, acotó, una política clara de oferta y demanda es esencial para desbloquear el potencial del segmento en Sudamérica “Esta variable abarca desde la diversificación de la mezcla energética hasta el hidrógeno verde”, aseveró.
, Julián García
Cuando dejó la presidencia de Shell Argentina en agosto de 2022, Sean Rooney tenía una certeza: quería mantener su relación con el país que conoció a principios de los 90, donde ejerció su carrera profesional por más de 30 años. Por ese motivo no se volvió a Estados Unidos sino que reparte sus días entre el estado de Montana y la Ciudad de Buenos Aires. Ahora tendrá una razón adicional para pasar más tiempo en el país ya que se asoció con Velitec y juntos presentaron la mejor oferta para quedarse con el Clúster Señal Picada-Punta Barda en Río Negro y Neuquén, sobre la Cuenca Neuquina, una de las áreas que YPF puso a la venta.
Sean Rooney, ex presidente de Shell.
Velitec es una empresa comandada por Facundo Araoz que dio sus primeros pasos en la industria con la construcción de gasoductos y con el pasar de los años fue sumando distintos servicios vinculados a infraestructura. En el último tiempo tomó la operación del proyecto Loma de la Mina, cercano a Malargüe, en Mendoza, que posee una operación y producción de un total de 28 pozos. Además, la compañía cuenta con más de 40 plantas compresoras de gas, diseñadas, construidas y puestas en marcha. También, con operaciones de excavación de aguas termales en Entre Ríos y con bases en Córdoba, Neuquén, Chubut y Salta. Su
El conocimiento de los estándares de operación que le dio a Rooney su paso por Shell y la eficiencia de una organización joven como Velitec son dos de los factores que les permitieron quedar como los mejor posicionados en la disputa por el Clúster Señal Picada-Punta Barda, un área que abarca 402,9 kilómetros de Neuquén y 462,7 kilómetros de Río Negro y produce 4.022 bbl/d de petróleo y 86 km3/d de gas. La concesión del área vence en 2027.
Geólogo de profesión, Rooney pisó suelo local por primera vez en 1991 como directivo de la estadounidense Mobile. «Me convocaron porque necesitaban a alguien que supiera hablar español, debido a que estábamos en el medio de un proceso de apertura del mercado latinoamericano», contó en una entrevista con Trama en 2019.
Entre 1997 y 2003, sus desafíos profesionales lo terminaron depositando en Buenos Aires de forma permanente. Llegó apenas un año antes de la fusión de Mobile con Exxon y le tocó enfrentar la crisis de la Convertibilidad, el Corralito y la megadevaluación de 2002.
Se fue de ExxonMobile en septiembre de 2000 y al mes siguiente se incorporó a Shell como gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios de Shell Argentina. A mediados de 2003 partió a Holanda donde asumió como Head Commercial Global Exploration. Entre 2004 y 2008 fue presidente de Shell Venezuela y entre 2008 y 2010 se desempeñó como vicepresidente de Exploraciones Regionales para Medio Oriente y el Sudeste Asiático. Luego volvió a Holanda y recién a mediados de 2018 desembarcó nuevamente en Argentina como vicepresidente de Upstream Argentina y al poco tiempo asumió la presidencia de la filial local, desde donde puso el foco en Vaca Muerta, fundamentalmente en las áreas Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón.
«La productividad de Vaca Muerta es impresionante, hay zonas mejores que Permian –formación de shale en los Estados Unidos–, y como roca es muy competitiva, por eso no me sorprenden los niveles de productividad que publican las empresas», aseguró a Trama en 2019. «La calidad de los recursos en Neuquén existe, pero las condiciones deben crearse para que no sea una oportunidad perdida. Hay mejoras que se pueden realizar en torno a Vaca Muerta para hacerla más competitiva respecto a los Estados Unidos», agregó por aquel entonces.
, Loana Tejero
Los municipios de Ensenada, Berisso y La Plata, en colaboración con empresas, organismos de seguridad e instituciones regionales, inauguraron este miércoles la sede del Plan de Respuesta ante Emergencias con Impacto en la Comunidad (PREIC). Se trata de un consorcio liderado por YPF que plantea dos objetivos: mejorar la seguridad y la comunicación con los vecinos, promoviendo un desarrollo sostenible de las operaciones.
La sede del PREIC fue inaugurada en la planta baja del antiguo club YPF, un edificio que fue restaurado y puesto en valor gracias a un esfuerzo conjunto entre Puerto La Plata, propietario del edificio, y las empresas de la región que forman parte del PREIC.
Allí se instaló una sirena de alta potencia que se activará en caso de una emergencia de gran escala, sirviendo como señal de alerta tanto para el polo industrial como para las comunidades circundantes. Esta acción está coordinada por las áreas de defensa civil y bomberos.
El PREIC se basa en el programa de Naciones Unidas de Concientización y Preparación para Emergencias a Nivel Local (APELL por sus siglas en inglés). En la región de Gran La Plata, el plan se activó en 2014 con un sistema de alerta temprana que vincula a más de 120 actores de la industria, municipios y organismos de control. También se han generado acciones conjuntas en situaciones de emergencia, simulacros generales, capacitaciones y vinculación con escuelas, universidades, centros de formación y comunidad general.
El acto de inauguración se realizó en el auditorio Baradero de Refinería YPF -la más grande de Argentina- y contó con la participación del intendente de Ensenada, Mario Secco; el intendente de Berisso, Fabián Cagliardi; el subsecretario de Control y Fiscalización del ministerio de Ambiente de la provincia de Buenos Aires, Luis Couyoupetrou; Víctor Hortel, director de Protección Civil de la Municipalidad de La Plata; representantes de instituciones, organismos y empresas de la región, YPF, Copetro, Tisico, Copertei, Petrocuyo, Edelap, Camuzzi Gas Pampeana, Pampa Energía, Air Liquid, Tecplata, Consulper, Unión Industrial Gran La Plata, Cámara Empresaria Puerto La Plata, entre otros.
Durante el acto, Juan Melendi, flamante director del PREIC, realizó una presentación sobre el origen del PREIC, los logros y los desafíos que afronta en la actualidad frente a los nuevos escenarios, que requieren un desarrollo sostenible de las operaciones.
Diego Agrelo, gerente del Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi (CIIEM), celebró la inauguración de la sede PREIC y destacó la importancia de una comunicación efectiva durante las emergencias.
Por su parte, Luis Coyoupetrou, subsecretario de Control y Fiscalización Ambiental del Ministerio de Ambiente, afirmó: «Acompañamos la iniciativa, que favorece el desarrollo sustentable y la comunicación asertiva ante potenciales emergencias, porque cumple con la normativa y porque tenemos la vocación de información y consulta pública».
El intendente de Berisso, Fabián Cagliardi, destacó que el PREIC lleva tranquilidad a la gente y puso a disposición un vehículo del municipio para acompañar las actividades que se realicen para atender emergencias. En el cierre del acto, Mario Secco, intendente de Ensenada, expresó que «el PREIC es una herramienta más que importante y es necesario nutrirla para que le sirva a la comunidad”.
Del evento participaron entre otros, el CEO de Copetro Marcelo Jaworski, el vicepresidente de Medio Ambiente y Seguridad de YPF, Guillermo Pitrelli; el presidente de Consorcio Puerto La Plata, José María Lojo; el gerente de Asuntos Externos de CIIEM YPF, Rodolfo Chávez; el subsecretario de Seguridad de Ensenada, Martín Slobodián, el director de Defensa Civil de Berisso, Roberto Scafati, la presidenta de la cámara Cepera, Bárbara Camiletti, el gerente general de Edelap, Marcelo Corda; y el director de Control y Fiscalización del ministerio de Ambiente, Manuel Morrone.
, Loana Tejero
A principios de este mes se inauguró la cuarta planta de producción de litio en el país y la primera en Salta a través de la puesta en marcha del proyecto Centenario Ratones. La iniciativa cuenta con una capacidad de producción de 24.000 toneladas de litio carbonato equivalente (LCE) y permitió elevar la capacidad instalada a 136.500 toneladas a nivel nacional. En base a estos números, desde la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) advirtieron que en los últimos dos años el país triplicó su capacidad productiva de carbonato de litio.
La reciente inauguración de Centenario Ratones se suma a una serie de nuevos proyectos y ampliaciones que permitieron impulsar la actividad. Su construcción empleó 2.500 personas y requirió de al menos US$ 870 millones de inversiones.
En el informe de la Cámara, se señala que en 2022, con únicamente dos operaciones funcionando, el potencial productivo nacional se ubicaba en las 37.500 toneladas LCE. En ese año, la producción alcanzó las 35.050 toneladas, equivalentes a más del 93% de su potencial ese año.
A su vez, en 2023 se puso en marcha Cauchari Olaroz, el tercer proyecto nacional y segundo en Jujuy, que prácticamente duplicó la capacidad previa, gracias a su planta de 40.000 toneladas LCE, con una inversión de US$ 979 millones.
En el pico de su construcción empleó a más de 3.300 personas y en la actualidad cuenta con más de 2.100 colaboradores.
La capacidad se multiplicó nuevamente con la entrada en producción de las ampliaciones de los dos proyectos de larga data. Mina Fénix, inaugurada en 1997, y Salar Olaroz, con inicio en 2015, que añadieron 10.000 y 25.000 toneladas LCE respectivamente, llevando la capacidad instalada total a 112.500 toneladas.
En este sentido, desde CAEM precisaron que «una vez superados los procesos que permiten que las plantas operen a su máxima capacidad, esto se traducirá en mayores volúmenes de exportación y con ello, mayor ingreso de divisas a nuestro país».
, Redaccion EconoJournal
El Grupo Logístico Andreani inaugura nuevas sucursales y una nueva planta de una superficie total de 70.000 m2 en Pacheco. La compañía líder de logística sostiene su plan de inversiones en infraestructura y tecnología para lograr cada vez más un desarrollo sustentable y eficiente en toda la cadena y responder a la demanda de los diversos segmentos de negocios, con una mejora continua en la experiencia de clientes y destinatarios, destacaron desde la firma.
«En tiempos desafiantes, seguimos creciendo como plataforma de soluciones que impulsan el desarrollo económico del país. Atentos a nuestro rol de liderazgo, debemos seguir priorizando la evolución de los segmentos de mercado que atendemos para desarrollar soluciones rápidas, simples y fáciles para nuestros clientes”, destacó Juan Calvo, director Comercial y de Marketing de Andreani.
A su vez, el ejecutivo agregó: “Este año continuamos trabajando con fuerte foco en impulsar el desarrollo de PyMEs y emprendedores con servicios logísticos de fácil accesibilidad, potenciar nuestro segmento Energía y Minería y agregar ofertas de servicios internacionales, comenzando por el segmento Courier”.
Para mejorar la accesibilidad de sus clientes, desde 2015 Andreani impulsa un proyecto de ampliación de su cobertura y apertura y mudanzas de sucursales que impacten en una mayor comodidad para colaboradores y clientes.
Parte de la nueva planta de Pacheco funciona como HUB logístico para el segmento Energía y Minería, para la recepción, control, consolidación y despacho de materiales hacia los principales destinos petroleros y mineros de todo el país.
Cuenta con un sistema automatizado para picking y clasificación que se realiza a través de 14 rampas de distribución. Además, ofrece 13.000 m2 destinados a operaciones de full commerce, 600 m2 de oficinas, 1.000 m2 adicionales para operaciones especiales y 55 bocas de carga y descarga, integrando en el mismo predio el Centro de Distribución para bigger y la distribución.
Una de las principales ventajas de esta nueva planta es que le permite a la empresa aumentar de manera inmediata su capacidad operativa, y le garantiza a futuro contar con capacidad instalada para el crecimiento del negocio. De hecho, la planta ofrece la posibilidad de construir 20.000 m2 adicionales, en una superficie que ya cuenta con el movimiento de suelos y el trabajo previo para soportar la estructura edilicia.
Por otro lado, a las 26 sucursales que inauguró en 2023, la compañía abrió un nuevo punto de atención ubicado en Nordelta. Esta sucursal incorpora procesos innovadores y tecnología de soporte que simplifican y agilizan los servicios, con el fin de mejorar la experiencia de sus clientes y destinatarios.
“Con una transformación del enfoque de experiencia a los clientes, en esta sucursal Andreani implementa procesos autogestivos que incrementan exponencialmente la capacidad de atención. Además, el local ofrece los mismos servicios que están disponibles en Andreani.com, la plataforma de soluciones para envíos”, remarcaron desde la compañía.
Asimismo, con el fin de promover una movilidad segura y sustentable a partir de la inversión en equipamiento y tecnología, la compañía incorporó un Centro de Soluciones de Flota en el parque industrial Norlog, Benavidez, para profundizar las acciones de gestión eficiente de los vehículos de la flota con medidas de consumo eficiente y reducción del impacto ambiental. Esta implementación contribuye en la reducción de siniestros viales, y en el control de las unidades en períodos más cortos de tiempo.
A este espacio se suma además un Centro de Soluciones de Imagen ubicado en Escobar, para optimizar los tiempos de acondicionamiento de imagen de las unidades. Allí se realiza la limpieza, preparación y pintura de unidades de larga distancia, generando oportunidades de empleo en la zona.
, Redaccion EconoJournal
La IX edición de la Semana de la Energía -organizada por el gobierno de Paraguay, la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID)- tendrá lugar en Asunción, del 28 de octubre al 1 de noviembre. Allí referentes del ámbito energético se reunirán para impulsar el desarrollo del sector en América Latina y el Caribe. Participarán representantes de los 27 países miembro de OLADE.
Según destacaron desde la organización, será un espacio de intercambio de experiencias y conocimiento, así como un lugar propicio de encuentro de alto nivel entre los tomadores de decisiones y política pública, sector privado, academia y de todos los actores del sector energético regional y mundial.
En la jornada se abordarán diferentes temáticas referidas a la innovación en el sector energético: combustibles de nueva generación, avances regionales en innovación, soluciones de almacenamiento energético, etc. así como equidad de género en el sector energético y el acceso de las mujeres a STEM.
También, se abordarán cuestiones referidas a la “Última milla” – acceso universal a energías modernas en la región, metas y avances de política y planes de eficiencia energética, movilidad sostenible en la región, adaptación de la infraestructura energética al cambio climático, políticas y regulaciones para las transiciones 2.0 y descarbonización de la demanda
Además, tendrá lugar la junta de expertos de OLADE, la LIV Reunión de ministros de OLADE y el II Consejo Empresarial.
La IX Semana de la Energía promueve la colaboración entre gobiernos, empresas, academia y agencias internacionales para innovar y fomentar la equidad en el sector energético. El evento busca sentar las bases de análisis del panorama mundial y cómo los actores regionales y nacionales prevén el desarrollo energético a corto, mediano y largo plazos.
En ese sentido, tiene como meta crear espacios de intercambio y diálogo multi actores, crear un marco propicio para establecer acuerdos y negocios y promover la participación pública/privada en la discusión del avance energético en América Latina y el Caribe.
Las ocho ediciones anteriores reunieron a expertos del sector energético de América Latina y el Caribe, junto con especialistas de renombre mundial. En las jornadas, lograron crear un espacio de encuentro entre el sector público regional y actores clave del sector privado. La octava edición atrajo a 3461 participantes, 247 conferenciantes y más de 54 eventos centrados en la energía en la región dentro del contexto global.
, Redaccion EconoJournal
Con la finalidad de brindar una formación integral y actualizada, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) y la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral darán comienzo, el próximo 6 de agosto, a la 5ta. Edición de la “Diplomatura en Negocios Petroquímicos”.
La Diplomatura, diseñada en colaboración con destacados expertos del sector y académicos de renombre, tiene como objetivo ofrecer un conocimiento profundo y práctico sobre los aspectos clave de la industria petroquímica, preparándolos para enfrentar los desafíos y procesos, y así aprovechar las oportunidades en este sector estratégico, según precisaron.
Estos conocimientos les permitirán a los asistentes estar mejor preparados para ingresar a esta industria o, si ya se desempeñan en ella, mejorar sus desempeños y sus posiciones dentro de las empresas. Este programa no solo responde a la creciente demanda de educación en el sector, sino que también se adapta a las nuevas circunstancias impuestas por la globalización y la digitalización.
«Estamos entusiasmados por dar inicio a la quinta edición de la Diplomatura en Negocios Petroquímicos junto a la Universidad Austral. Este programa se ha consolidado como una plataforma clave para la formación de profesionales para liderar en un sector tan dinámico y en pleno desarrollo como el petroquímico. La posibilidad de nuevas inversiones en el sector dado las nuevas reglas del RIGI abren un potencial de crecimiento singular para la industria Petroquímica nacional como agregado de valor de Vaca Muerta», enfatizó Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA.
La diplomatura brinda una mirada transversal de la industria petroquímica que es necesaria como base para el desarrollo de una carrera profesional en el sector o en actividades relacionadas. Está orientada a profesionales y técnicos de la ingeniería, de ciencias exactas y/o económicas, abogados y otras especialidades que, vinculados a la industria petroquímica, necesitan comprender sus características y participar en actividades que son críticas para las empresas que integran el sector u organismos relacionados
La Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral y el Instituto Petroquímico Argentino extenderán el Certificado Académico de aprobación de la “Diplomatura Online en Negocios Petroquímicos” a quienes cumplan con el régimen de promoción.
La diplomatura se desarrollará en 28 clases, a lo largo de 13 semanas, la cual se dictará en la modalidad virtual, con transmisiones vía streaming los martes y jueves, de 18 a 21 hs, y con acceso a clases en diferido desde el aula virtual.
El programa incluye, además de las clases dictadas por un prestigioso cuerpo docente, algunas presentaciones de líderes de la industria para abordar temas de actualidad y posibilitar una interacción entre alumnos y representantes empresariales, según indicaron.
El plan de estudio consiste en 3 módulos que cubren los siguientes temas:
• Introducción a la Industria Petroquímica.
• Productos básicos y productos intermedios principales.
• El negocio petroquímico y su contexto.
Para más información, o bien para más detalles sobre la inscripción y requisitos del programa, se puede ingresar en este link.
, Redaccion EconoJournal
Proyectos mineros como Josemaría y Filo Del Sol en San Juan y Taca Taca, en la puna salteña, están expectantes por la puesta en marcha del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta normativa aplica a las “Grandes Inversiones” en proyectos de energía, petróleo y gas. En este contexto, se esperan movimientos en las economías regionales involucradas en la producción de energía limpia.
“Argentina tiene un gran potencial para la producción de energía verde. Desde Buenos Aires hacia el sur del país, se destacan las condiciones de desarrollo para la energía eólica. También, en el norte, la energía fotovoltaica tiene buenas posibilidades. De este modo, en un marco económico y político local adecuado, se proyecta la ampliación de la generación renovable en la próxima década”, afirma Lucía Mejuto, Business Development Manager de Aggreko.
De acuerdo con elInforme de Transición Energética en América Latina realizado por Aggreko, líder global en soluciones de energía, el 35% de los latinos reconoce que la energía sostenible es una cuestión importante, pero que existen prioridades más importantes que gestionar.
Además, el 30% de los encuestados indicó que la acción del gobierno es escasa a la hora de introducir energías sostenibles en el país. Luego, el 24% la reconoce como una prioridad para el gobierno y considera que existen muchas soluciones y planes sostenibles.
En definitiva, si bien una parte de los latinos reconoce que la transición energética se trata de una prioridad, otro porcentaje de ellos sigue considerando más relevantes otras cuestiones, y una proporción considerable identifica la inacción gubernamental. Esto subraya la necesidad de una mayor claridad en las políticas estatales y compromiso para impulsar la transición hacia una matriz energética más sostenible en América Latina.
En relación al rol del Estado para incentivar la producción de energías limpias, Mejuto expone: “Un contexto favorable a la producción de energía implica la solicitud de incentivos por parte de las provincias. Es fundamental una legislación alineada que establezca incentivos fiscales para energías renovables, y metas de reducción de carbono”.
“A su vez, los gobiernos pueden ofrecer subsidios y otros incentivos financieros a empresas y particulares para promover la inversión en tecnologías limpias, de modo que sean más competitivas frente a las energías fósiles. Otro punto importante es la construcción de infraestructura adecuada, como redes eléctricas inteligentes y sistemas de almacenamiento de energía, es esencial para integrar las energías renovables de manera eficiente en el sistema energético”, puntualizó la Business Development Manager de Aggreko.
, Redaccion EconoJournal
YPF sigue avanzando con el proceso de desinversión de yacimientos convencionales en varias provincias del país. Bajo el paraguas de ese proceso, denominado por la petrolera como Proyecto Andes, una de las últimas novedades que pudo confirmar EconoJournal es que Bentia Energy, acrónimo de Bendita Tierra, un consorcio creado por el ex ministro de Energía Javier Iguacel para desarrollar campos maduros y desembarcar en el el sector hidrocarburífero, tiene posibilidades de adquirir el clúster Neuquén Norte.
Iguacel, que encabezó la cartera de Energía entre 2018 y 2019 y después fue intendente de Capitán Sarmiento, una localidad en el interior de la provincia de Buenos Aires, se asoció con Lucas Logaldo, su ex jefe de gabinete en 2018, y Lisandro Garmendia, accionistas de TB Cargo, para formar Bentia Energy, a mediados de 2024.
Luego, Bentia Energía se puso de acuerdo con Ingeniería SIMA, comandanda por Diego Manfio, uno de los mayores empresarios de servicios petroleros de la cuenca Neuquina, para realizar una oferta conjunta por el clúster Neuquén Norte que concentra las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas, donde está desinvirtiendo YPF. La operación de las cuatro áreas estaría a cargo de Bentia Energy.
Iguacel en un yacimiento de Angola cuando aún trabajaba en Pluspetrol.
Una de las petroleras que estaba pugnando por este clúster era Petróleos Sudamericanos (PETSA), pero la oferta de Bentia Energy terminó siendo más competitiva, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal.
Con el armado de este nuevo emprendimiento privado dentro de la industria petrolera, Iguacel —que desarrolló la mayor parte de su carrera profesional en Pluspetrol, una de las cuatro mayores empresas productoras de hidrocarburos de la Argentina— parece poner en suspenso su carrera política tras desistir de competir, a mediados de 2023, como pre-candidato a gobernador de la provincia de Buenos Aires por un pedido de Patricia Bullrich, por entonces candidata presidencial de Juntos por el Cambio.
TB Cargo es una empresa argentina con presencia en nueve países y con 50 años de trayectoria. Cuenta con amplia presencia en el sector de logística y en los últimos años desembarcó en el litio, en tanto que además se encarga de la provisión de insumos y servicios para las industrias energéticas y mineras. Cuenta con bases operativas en Añelo (Neuquén), Salvador Mazza (Salta), Perico (Jujuy) y Berazategui (Buenos Aires). Hoy realiza perforaciones en litio con dos equipos y es la segunda proveedora de Baritina, insumo esencial para la perforación de Vaca Muerta.
De izq. a derecha: Diego Manfio (Ingeniería Sima), Lucas Logaldo (TB Cargo) y Javier Iguacel.
Ingeniería SIMA es una empresa neuquina con más de 800 empleados en contratos de oil & gas, con más de 40 años en el mercado y con proyectos de ingeniería, construcción de instalaciones de superficie, operación y mantenimiento de campos petroleros y gasíferos, servicios de pozo, desarrollo de infraestructura y exploración y producción de áreas maduras.
, Roberto Bellato
El gobierno de Javier Milei anunciará en los próximos días un recambio de autoridades en una compañía estatal del sector energético con la intención de avanzar con la agenda de privatizaciones de empresas públicas contempladas en la Ley de Bases. La empresa en cuestión es Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), que opera las tres centrales nucleares que existen en el país.
En esa clave, Santiago Caputo, principal asesor y hombre de máxima confianza del Presidente, tomará el control del área nuclear a través de la designación de Alberto Lamagna como nuevo presidente de NA-SA en reemplazo del titular actual, Luis Fasanella, que llegó al cargo de la mano del ex jefe de Gabinete Nicolás Posse. Así lo indicaron fuentes oficiales a EconoJournal.
El desembarco de Lamagna es promovido por Diego Chaher, el ex interventor de la Agencia Télam que está al frente de una Unidad Ejecutora de Empresas, que responde políticamente al poderoso asesor presidencial.
Alberto Lamagna, un funcionario versátil que pasó por buena parte del espectro político, asumiría la conducción de NA-SA.
El recorrido político de Lamagna describe un perfil acomodaticio. Durante el kirchnerismo fue designado como gerente de Desarrollo Tecnológico de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) a partir de su alineamiento con Daniel Scioli. A raíz de eso, tuvo un paso por la Fundar Dar, que impulsaba el armado del entonces gobernador de la provincia de Buenos Aires. Sin embargo, con el triunfo de Mauricio Macri en 2015 se acercó al PRO por medio del peronismo federal y llegó a la vicepresidencia de CNEA en 2016.
Con el victoria de Alberto Fernández en 2019, volvió a saltar al Justicialismo y siguió en el cargo el organismo atómico hasta 2021. Y ahora logró cautivar Chaher con la tesis de acelerar la privatización de NA-SA en el segundo semestre del año, un objetivo a priori inviable a no ser que se pretenda rematar los activos y destruir valor dentro del sector nuclear. Lamagna tiene la ilusión de ser confirmado este viernes como nuevo titular de NA-SA, pero los tiempos legales no lo permitirían.
En el plano profesional, Lamagna es un doctor en física que se especializó en materiales fotovoltaicos, celdas solares para satélites, superconductividad y procesos de fabricación de micro y nanodispositivos. También lideró hasta el año pasado un equipo de trabajo de enriquecimiento de uranio por láser dentro del organismo nuclear.
La presidencia de NA-SA es actualmente ocupada por Luis Fasanella, un profesional que llegó al cargo con el respaldo del vicejefe de Gabinete, José Rolandi. No está claro cuál será el futuro profesional y político del titular de Nucleoeléctrica. «Aún no está todo definido. Pasado el fin de semana se terminarán de definir los cambios en el sector nuclear«, indicaron en un despacho oficial.
Santiago Caputo junto con el presidente Milei y el embajador en EE.UU., Gerardo Werthein.
La toma de control del área nuclear por parte de dos de las principales personas de confianza del presidente Milei comenzó formalmente el viernes pasado con la transferencia de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA)a la órbita de la Jefatura de Gabinete, que conduce Guillermo Francos. A través del decreto 644 publicado en el Boletín Oficial, Francos le quitó el control del máximo organismo nuclear a la Secretaría de Energía que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo. Por el momento no habría cambios en la conducción de la CNEA, actualmente presidida por Germán Guido Lavalle.
La silenciosa reubicación de la CNEA generó sorpresa en el organismo, al punto tal que estaba pautada una reunión de trabajo con la Secretaría de Energía para ese mismo viernes que finalmente no ocurrió. “Acá nos desayunamos todos (el cambio) al mediodía del viernes”, graficó una fuente dentro del organismo. También supone una señal de debilidad para Rodríguez Chirillo, cuyo enfrentamiento con el ministro de Economía, Luis Caputo, anotó otro capítulo con la insólita denuncia por corrupción formulada por un asesor del secretario contra el vicepresidente de Cammesa.
El artículo 8 de la Ley Bases declara “sujeta a privatización” a Nucleoeléctrica Argentina. En rigor, se trata de una privatización parcial, puesto que solo se permite una propiedad participada de la compañía a través de una colocación de acciones para ese fin. Además, el Estado nacional mantendrá el control o la participacion mayoritaria en el capital social.
También se requerirá ineludiblemente el voto afirmativo del Estado si se quiere ampliar la capacidad de una central existente y/o la construcción de una nueva, si se quiere cerrar una central («salida definitiva o temporal» por «motivos no técnicos»), y/o para incorporar accionistas en la Sociedad que le otorguen el control de la empresa.
De todas formas, una privatización parcial de la empresa encontraría algunos temas por resolver. Fuentes conocedoras del sector apuntan que el ingreso de un accionista privado podría requerir una revisión de la Ley N° 25.018 de Gestión de los Residuos Radiactivos. Por otro lado, Luis Caputo dejó a NA-SA fuera del esquema de regularización de la deuda acumulada por el Estado con las generadoras eléctricas y productoras de gas natural. La compañía estatal no recibirá bonos en dólares AE38 a cambio de la deuda por la energía generada en el primer trimestre del año y aguarda por una definición del Ministerio de Economía en torno a una solución alternativa.
Nucleoeléctrica tiene programado detener Atucha I en octubre para comenzar con el proyecto de extensión de vida de la central nuclear, que acaba de cumplir 50 años de operación. La empresa ya 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 asciende a US$ 180 millones. La extensión de vida tiene un costo inicial estimado de US$ 450 millones y la construcción del ASECG II tiene un costo estimado de US$ 137 millones. La empresa esta buscando financiamiento de la Corporación Andina de Fomento (CAF) para estos proyectos, según fuentes al tanto de las conversaciones.
, Nicolás Deza
El presidente Javier Milei viajará en agosto a Neuquén para visitar por primera vez Vaca Muerta, la gran apuesta que tiene la industria energética a nivel país. El mandatario visitará junto al CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, el área Loma Campana, el bloque insignia que posee la petrolera bajo control estatal en Vaca Muerta. Se trata de uno de los principales campos de shale oil del país. Además, en su visita estará junto a la primera línea de la industria hidrocarburífera.
Será la primera vez que el Presidente visite Neuquén. Lo acompañará el gobernador neuquino, Rolando Figueroa, y también los representantes de diferentes empresas con actividad en la formación como Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group; Hugo Eurnekían, presidente de CGC; Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; y referentes de Vista Energy, Shell, Chevron, ExxonMobil, Total Energies.
De cara a la visita de Milei a Neuquén, se encuentra en estudio la posibilidad de que se presenten formalmente proyectos de infraestructura en materia de transporte de petróleo.
Esto es así porque la petrolera bajo control estatal está evaluando distintas alternativas para incrementar la capacidad de transporte. Una de ellas es el proyecto Vaca Muerta Sur, una iniciativa que quiere impulsar YPF con el objetivo de ampliar la red de evacuación de petróleo hacia el Atlántico, sumado a otros proyectos colaborativos que tiene en agenda la compañía con el resto de la industria.
, Loana Tejero
Luego de siete meses, el ex gerente financiero (CFO) de YPF, Alejandro Lew, renunció como director del Banco Central de la República Argentina (BCRA), puesto que ocupaba desde el 12 de diciembre del año pasado. Lew era el segundo vicepresidente del banco y había llegado al directorio con el nuevo gobierno de Javier Milei y acompañando a Santiago Bausili, presidente de la entidad.
La renuncia se concretó a través del decreto 657 publicado este martes en el Boletín Oficial con las firmas del presidente Javier Milei y el ministro de Economía, Luis Caputo. En el mismo decreto el gobierno designó como reemplazante a Baltasar Romero Krause.
Fuentes cercanas al BCRA indicaron a EconoJournal que la salida de Lew “fue por motivos personales” y que “el objetivo de su incorporación fue tratar algunos temas puntuales con él, que ya fueron atendidos”.
Lew asumió como CFO (Chief Financial Officer (CFO) de YPF en junio de 2020. Uno de los principales temas que tuvo que atravesar fue la negociación por la reestructuración de la deuda de YPF con grandes fondos como Fidelity, Ashmore y BlackRock. En esta negociación, uno de sus principales objetivos fue que el Banco Central autorice el pago en dólares para que la petrolera evite el default.
Pero la salida de Lew de YPF el año pasado quedó marcada por acusaciones políticas. Cerca de Sergio Massa lo hacen responsable de la mala praxis oficial que derivó en la crisis de abastecimiento de combustibles en el país -pero sobre todo en el AMBA- a 20 días del balotaje.
El miércoles 29 de noviembre el directorio de YPF finalmente terminó desplazando a Lew como CFO de la compañía. Su salida fue con el visto bueno de Horacio Marín, quien ya había sido elegido por Milei para hacerse cargo como presidente y CEO de YPF y quería designar a gente de su confianza.
, Roberto Bellato
WEG, la compañía de capitales brasileros especializada en motores eléctricos, inauguró nuevas oficinas comerciales en Buenos Aires. En dialogo con EconoJournal, el presidente ejecutivo de Weg, Daniel Jardim, explicó que “la inauguración de estas nuevas oficinas surge porque queremos estar cerca de nuevos clientes. Las grandes inversiones pasan por acá y nosotros queremos mostrar las posibilidades y soluciones que tenemos para las empresas para lograr la eficiencia energética”.
A partir de la década del ’80 la empresa decidió ampliar su producción con el desarrollo de componentes electro-electrónicos, productos para automatización industrial, transformadores de fuerza y distribución, pinturas líquidas y en polvo, así como barnices electroaislantes. En la actualidad, el objetivo que se han fijado desde la firma consiste en desarrollar tecnologías y soluciones que contribuyan a un mundo más eficiente y sostenible y facilitar el proceso de descarbonización de las compañías del sector energético a través de sus motores.
Respecto a las oportunidades que visualizan desde Weg en la Argentina, Jardim sostuvo que fue el primer país que eligieron para expandirse más allá de Brasil. “Sabemos que la Argentina tiene sus vaivenes económicos y que en este momento está en un periodo de transición con las decisiones que está tomando el nuevo gobierno, pero sabemos que hay oportunidades acá. Hay litio, gas, petróleo y desde Weg tenemos todas las soluciones para acompañar a la industria«, aseguró.
El objetivo de Weg está puesto en la transición energética y en hallar soluciones para lograr la eficiencia y reducir las emisiones. En este sentido, la movilidad eléctrica es uno de los ejes en los que ha puesto foco la compañía, por eso desarrolló la tecnología Powertrain -compuesta por motores y variadores de frecuencia para los sistemas de tracción y auxiliares, que también cuenta con función de regeneración de batería-para aplicar el buses y camionetas urbanas, con la meta de reducir las emisiones.
En línea, el Jardim detalló: “Nos estamos preparando para absorber la demanda que va a venir por las inversiones que van a surgir. Poseemos más de 50 fábricas en el mundo, y en la Argentina tenemos tres. Nuestra maquinaria puede ayudar con todos los recursos naturales que posee la Argentina para contribuir a la eficiencia energética y a la reducción de emisiones de CO2”.
Por su parte, Daniel Marteleto Godinho, director de sustentabilidad y relaciones institucionales de la compañía, aseveró que “Weg conoce distintas realidades de diferentes países y por más que cambien las reglas de juego nuestro compromiso está en seguir creciendo. Queremos trabajar junto a nuestros clientes y siempre apoyar a los gobiernos con lo que necesiten de nosotros”.
Elder Stringari, director internacional de Weg, indicó que “tenemos grandes tendencias que vienen con la transición. La eficiencia energética, las energías renovables, la movilidad eléctrica y la Argentina está dentro de eso. Este proceso va a suceder, puede ser más o menos rápido. Pero me parece que la Ley Bases va a acelerar este proceso. Conocemos los desafíos y queremos seguir adelante”.
Marteleto Godinho afirmó que la movilidad eléctrica es una realidad en el mundo, en los países desarrollados. En Europa, Estados Unidos y China ya se visualiza. No obstante, opinó que “para países como los nuestros entendemos que el primer foco debe estar en el transporte público urbano. En Chile y Colombia ya hay buses eléctricos. En Brasil vamos a saltar de 500 buses eléctricos a 5000 en un plazo de uno y dos años. Ya hay financiamiento. Lo de los buses eléctricos no es un problema económico porque se pagan a lo largo de su vida útil”
En relación a este tema, el director de sustentabilidad y relaciones institucionales, explicó que la movilidad eléctrica trae muchas ventajas, que contribuye al medioambiente y que es la mejor solución para los países. “Weg ya está en la Argentina con soluciones de infraestructura de recarga para los vehículos pesados, livianos y buses«, adelantó.
También, Marteleto Godinho exhibió que las soluciones digitales servirán para acelerar la productividad de las energías limpias. Además, que en la compañía se encuentran utilizando sus propios instrumentos para la reducción de las emisiones y que están ofreciendo las mismas soluciones al mercado, con el objetivo de ser el socio de los clientes para la descarbonización.
Frente a este escenario, Jardim precisó que “más del 50% de la facturación de la empresa viene de productos de los últimos cinco años. Tecnologías producidas y pensadas bajo esta lógica. Nosotros estamos mirando hacia adelante, hacia la eficiencia”.
Aun así, Stringari advirtió que para poder aplicar estas tecnologías “es necesario el financiamiento y normalmente el financiamiento público. En el contexto de la Argentina de hoy es más difícil«.
En relación a una posible articulación entre Brasil y la Argentina para encarar el proceso de transición y lograr la eficiencia de cara a los próximos años, Marteleto Godinho consideró que “para que haya más inversiones entre los países vecinos la clave es que haya convergencia regulatoria. Que los países adopten las mismas reglas, en caso de ser posible. Son economías complementarias que siempre han crecido en conjunto. Nosotros entendemos que hay una gran oportunidad en cuanto a la eficiencia energética”.
También, el director de Sustentabilidad marcó que Brasil ya trabaja en un nivel de eficiencia energética para motores eléctricos que posee un índice IE3, mientras que la Argentina adopta el nivel 1 (IE1). El país vecino obliga a que todos tengan motores más eficientes ya que plantean que con ellos se consume menos energía y se generan menos emisiones.
“Si la Argentina sigue las mismas reglas va a ahorrar energía y mejorará sus emisiones. Los países podrían converger y tener más relaciones bilaterales porque estarían en el mismo nivel en cuanto a la eficiencia energética. Tanto Brasil como Argentina tienen todas las condiciones de energía limpia. Pueden ser líderes en esta agenda en el mundo. Y nosotros podemos contribuir. Es la forma más fácil y barata para hacer la transición energética”, puntualizó Marteleto Godinho.
Jardim sumó que Weg está preparada para atender a los dos países con todas las soluciones para poder llevar a cabo esa integración. Esto es así porque dentro de sus unidades de negocio, la firma también cuenta con sistemas integrados de automatización, electrificación, protección, almacenamiento de energía y movilidad eléctrica con ingeniería, fabricación de equipos, soluciones, software y conectividad para diversos segmentos.
La firma cuenta con diversas unidades de negocios. Uno de ellos está vinculado al desarrollo de motores eléctricos industriales y reductores, eléctricos comerciales y appliance. También, productos y sistemas electro electrónicos de baja y media tensión y soluciones de automatización para diversos segmentos. A su vez, para el sector energético, la compañía también ofrece soluciones para subestaciones, transformadores de potencia y distribución, transformadores de tipo seco y reactores de potencia y la fabricación de turbogeneradores, hidrogeneradores, aerogeneradores, alternadores y turbinas de vapor e hidráulicas.
En el 2000, la empresa adquirió la planta fabril de motores eléctricos en Córdoba capital. Cinco años más tarde, comenzó con su línea de montaje de tableros eléctricos en San Francisco, también en Córdoba. En 2013, construyó una planta de 4500m2 para su línea de montaje de tableros eléctricos y al año siguiente amplió la unidad de Córdoba, mediante una inversión de seis millones de dólares, para la fabricación de motores universales para lavarropas.
, Loana Tejero
Hoy en día, la energía fotovoltaica se encuentra cerca de los 1.500 megawatts (Mw) de potencia instalada en la Argentina. Si bien se trata de una cifra importante, no alcanza a representar un 50% de la capacidad eólica, que ronda los 3.700 Mw.
Martín Dapelo, consultor en energías renovables y eficiencia energética, analiza la actualidad de esta tecnología y señala algunos de los obstáculos que observa para su crecimiento, comenzando por la faceta normativa. “Dentro de los grandes parques tenemos dos barreras principales. La primera de ellas pasa por la no continuidad de la Ley 27.191 y el desarrollo de parques con programas como el Plan RenovAr”, expone.
A su entender, esto implica que el Estado no va a licitar la construcción de ningún nuevo complejo, sino que lo único que queda disponible es el desarrollo de parques del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER). “En ese sentido, si bien siempre hay interés de las empresas por participar, el cuello de botella que encontramos es la falta de ampliación de las redes de alta tensión”, apunta.
Cabe recordar que, según estimaciones del sector, el país necesitaría contar con 40.000 kilómetros (km) adicionales en líneas eléctricas de esa clase, lo que podría acarrear una inversión cercana a los 40.000 millones de dólares.
El especialista señala que por estos días el Gobierno está trabajando en lo que es el lanzamiento de proyectos de participación público-privado, con el objetivo de que sean los generadores los que se hagan cargo de la construcción de las ampliaciones de alta tensión. “Eso trae aparejado otro problema para las empresas, que habitualmente lidian con la dificultad para conseguir financiamiento para construir un proyecto fotovoltaico. Estamos hablando de inversiones con un valor muy elevado, por lo que se incrementa la complejidad de los proyectos”, argumenta.
Los últimos cambios de autoridades en el país, afirma, han generado cierta inestabilidad regulatoria para este tipo de iniciativas. “Pensemos que la Ley 27.191 funcionó muy bien, pero no se va a extender: caduca el 25 de diciembre de 2025. Y este tipo de proyectos necesita de un marco regulatorio a largo plazo, que en teoría debería ser el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)”, expresa.
Por el lado de la generación distribuida, Dapelo asegura que actualmente la quita de subsidios a las tarifas mejora los plazos de repago para este tipo de instalaciones. Hoy este repago, detalla, es de entre ocho y 11 años, mientras que el año pasado estaba por encima de los 15 años. “También debe resaltarse la liberación de importaciones, que -si bien no es completa- hizo que bajaran bastante los precios de los componentes para las instalaciones”, sostiene.
Otro aspecto alentador es que están apareciendo posibilidades de financiación para los usuarios, con algunos bancos en la Argentina que ofrecen tasas razonables. “Desde ese lado, la generación distribuida empieza a tomar un poco más de ritmo”, manifiesta.
Lo cierto, comenta, es que la Argentina ya cuenta con unos 3.000 usuarios de autoconsumo activos, repartidos en 17 provincias. “Todavía es un mercado incipiente, pero con un gran potencial en el corto y mediano plazo a partir de la generación distribuida comunitaria. Este tipo de consumo en su conjunto, al igual que las instalaciones particulares, en el futuro será importante para impulsar el uso de energía fotovoltaica en las ciudades”, proyecta.
, Julián García
El Decreto 652/24 publicado este lunes en el Boletín Oficial, a través del cual el gobierno reglamentó cómo se liquidará el Impuesto a las Ganancias a partir de la promulgación de la Ley Bases, dejó un saldo de ganadores y perdedores dentro del universo sindical de la industria petrolera. Si bien la letra chica puso afuera del alcance del nuevo régimen tributario a buena parte de los trabajadores petroleros, tal como adelantó EconoJournal hace dos semanas, miles de operarios vinculados a la industria hidrocarburífera —como el personal administrativo nucleados en gremios Jerárquicos y operarios de refinerías y centros industriales— empezarán a recibir percepciones en sus salarios, por lo que su sueldo neto de bolsillo caerá en más de un 15 o 20 por ciento. El recorte salarial impactará de especial manera en afiliados a gremios como Camioneros y Construcción (UOCRA) que conviven en los yacimientos con petroleros privados, que perdieron la exención que los beneficiaba desde hace 20 años por imperio de la Ley 26.176, que fue derogada por la Ley Bases.
Una lectura del escenario que surge de los efectos que provocará el Decreto firmado por el presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo, encuentra, de un lado, a Marcelo Rucci, líder del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, que logró que la mayoría de sus afiliados conserve la excepción a Ganancias, o a Jorge ‘Loma’ Ávila, su par de Chubut. Y del otro a pesos pesados del sindicalismo nacional como Pablo Moyano, secretario del sindicato de Camioneros, y Gerardo Martínez, titular de la UOCRA, que deberán afrontar la reacción puertas adentro de sus afiliados que en la Cuenca Neuquina volverán a percibir el régimen. Habrá que esperar a conocer en los próximos días cuál es la reacción política que tomarán los líderes sindicales cuando empiecen los recibos de sueldos con las nuevas percepciones.
Mientras que Rucci puede argumentar que la mayoría de sus representados continuará exentos de Ganancias, Moyano y Gerardo Martínez deberán evaluar qué plan de acción toma. Arévalo, del gremios de Jerárquicos de Neuquén, perjudicado.
La versión original del decreto, que había sido previamente acordada con YPF y otras operadoras, era más amplia e incluía a trabajadores de Camioneros, UOCRA, UOM y refinerías, enrolados en la Federación Argentina de Petróleo y Gas. Sin embargo, la semana pasada, el Gobierno nacional pulió el texto del decreto publicado hoy y únicamente mantuvo la exención de Ganancias para el «personal boca de pozo» de los sindicatos de petroleros privados.
Aún así, los gremios de petroleros de base también sufrirán un recorte menor a partir del mes que viene, porque la norma dejó dentro del cálculo de Ganancias a las horas extras y aguinaldo, entre otros adicionales. Es decir, que desde agosto podrán percibir retenciones en estos beneficios y otros que se garantizaban en la Ley de Impuesto a las Ganancias de 2019.
Desde UOCRA aseguraron a este medio que analizan la presentación de una medida cautelar o un amparo para evitar que los trabajadores de Cuenca Neuquina queden alcanzados. Por otro lado, los gremios de Petroleros Jerárquicos pedirían a las operadoras que se hagan cargo de las retenciones hechas a los administrativos, en tanto que Camioneros solicitará que se considere a los choferes de Vaca Muerta.
La reglamentación de hoy puede leerse como una señal de alivio para Marcelo Rucci, líder del sindicato petrolero más fuerte del país. Como había anticipado EconoJournal, el sindicalista había negociado con funcionarios nacionales un artículo que dejaba fuera del alcance de Ganancias a sus afiliados.
El acuerdo se dio tras conocerse que la Ley Bases eliminaba la Ley 26.176 que excluía a los empleados de la industria hidrocarburífera del pago del tributo, por lo que unos 30.000 trabajadores de yacimientos tendría que volver a tributar Ganancias. Para evitar eso, Rucci negoció en la letra chica de la reglamentación del decreto que se ampliara la excepción, algo que se plasmó en la publicación de hoy a través del artículo 7, que establece que se entiende por personal de pozo a quienes se desempeñen en la exploración petrolífera o gasífera llevada a cabo en campaña, en tareas de boca de pozo y afectadas a la perforación, terminación, mantenimiento, reparación, intervención, producción, servicios de operaciones especiales y servicios de ecología y medioambiente en los pozos petrolíferos o gasíferos.
También incluye a quienes se desempeñan en “operación y mantenimiento de instalaciones que sean necesarias para la producción de hidrocarburos y labores que fueran necesarias para la exploración y producción de hidrocarburos”.
Por el contrario, el Decreto deja dentro de la percepción de la Cuarta Categoría al personal Jerárquico de la industria petrolera (supervisores y personal gerencial), así como también a trabajadores de refinerías como Ensenada, Dock Sud, Campana, Luján de Cuyo, Bahía Blanca y Plaza Huincul. En conversación con este medio, Manuel Arévalo, secretario general del sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, afirmó que “vamos a arreglar que las empresas se hagan cargo de cubrir el impacto del cambio de Ganancias sobre los empleados administrativos”. Se estima que un 60% de los trabajadores nucleados por los gremios Jerárquicos deberán empezar a pagar el impuesto.
Arévalo aseguró que “hoy estamos hablando de salvar lo que se pueda y plantearle a las empresas que es muy buena su rentabilidad como para que no se hagan cargo de los demás”.
En relación a un posible conflicto desde su gremio, consideró que “no es momento de peleas». «Lo que salió es lo que se había arreglado con Nación y había que tener mucho cuidado porque el Gobierno estaba decidido a hacer con todos tabula rasa”.
Entre los alcanzados por el nuevo régimen también se verán perjudicados los afiliados a UOCRA que trabajan en yacimientos. Víctor Carcar, secretario general de UOCRA Neuquén, indicó que en la Cuenca Neuquina serán al menos 2.000 los afectado, aunque fuentes privados indicaron que podrían cerca muchos más.
“A nosotros nos abarca un sector de trabajadores de yacimientos, principalmente oficiales especializados, soldadores, cañistas e instrumentistas. No es un problema grave porque serán unos 2.000 los de sueldos altos y tenemos 22.000 afiliados”, sostuvo.
Carcar afirmó que a nivel nacional piensan en implementar algún tipo de medida judicial para evitar el alcance de Ganancias a los trabajadores de yacimientos y de refinerías nucleados en UOCRA. En la misma línea, Camioneros buscará negociar a nivel nacional que se considere a su personal en Vaca Muerta como “boca de pozo”: “Los camioneros también trabajamos en boca de pozo, estamos a 10 metros, por eso nos corresponde también la excepción”, aseguró Gustavo Sol, secretario general de Camioneros en Río Negro.
En este caso, el gremio agrupa a unos 3.000 choferes que trabajan en Vaca Muerta y que a partir del mes que viene sufrirán un recorte de su salario neto. Según estimaron, la norma les significará la pérdida de todas las horas extras trabajadas.
“Los choferes tienen jornadas laborales de 12 horas, a las que se le suman 4 horas de viaje. Si no llegamos a buen puerto, reduciremos los turnos a 8 horas y las petroleras deberán cubrir el resto con más personal. Es un costo que deberán asumir”, advirtió Sol.
El referente rionegrino de Camioneros agregó que esperan una respuesta positiva en los próximos días, en caso contrario, realizarán asambleas en los yacimientos para determinar qué medida tomarán.
, Laura Hevia
La actividad petrolera en Vaca Muerta podría experimentar un notable incremento a partir del año que viene cuando se cristalice la ampliación de la infraestructura de transporte y ampliación de hidrocarburos, el principal cuello de botella que enfrenta hoy la industria para incrementar la producción de petróleo no convencional en la cuenca Neuquina. Se estima que una vez que Oldelval empiece a completar las distintas etapas de expansión de su red de transporte hacia el Atlántico por medio del proyecto Duplicar Plus —que se encuentra lanzado y debería estar listo en la segunda mitad de 2025—, el desafío que enfrentarán las empresas productoras se centrará en la escasez de equipos de perforación disponibles en Neuquén.
Según un informe realizado a principios de julio por la consultora Tecnopatagonia, que lidera Mariano de la Riestra, la proyección para 2025 indica que podrían sumarse hasta seis equipos de perforación a Vaca Muerta, por lo que la cifra de unidades de drilling activas en Vaca Muerta podría trepar hasta los 41 a lo largo del año que viene. Entre las petroleras que ya iniciaron gestiones para sumar nuevas torres de perforación se encuentran Vista, Tecpetrol e YPF, entre otras.
Fuente: Tecnopatagonia
A pesar de los significativos avances tecnológicos en la perforación de pozos, que permitieron ganar en rapidez y eficiencia, la capacidad limitada de los equipos actuales (23 en las áreas convencionales y 35 en las no convencionales) restringe el potencial productivo.
De la Riestra, director de Tecnopatagonia, dialogó con EconoJournal y explicó que la cantidad de nuevos equipos que efectivamente se incorporará en 2025 está supeditada a cuánto se pueda incrementar la producción. “Como mínimo, creemos que se sumarán cuatro equipos, pero en el fondo es una carrera de ida, en donde la media es seis y, eventualmente, podría sumarse un séptimo equipo. ¿Por qué es una carrera de ida? Porque quizá en 2025 arranquemos con cuatro, pero al final del año terminaremos con seis o siete”, explicó el especialista.
De los datos incluidos en el reporte se desprende que la cantidad de equipos operativos en Vaca Muerta oscila entre los 58 y 64 rigs desde junio de 2023.
“Las empresas que están perforando han logrado una eficiencia en sus campos. Ahora bien, el desafío es el de incorporar equipos. Y cuando esto suceda el resto de los factores que inciden en la producción también van a mejorar”, destacó de la Riestra.
“Es un gráfico totalmente estable con una gran cantidad de actividad que se distingue en una línea horizontal. Es decir que la misma cantidad de equipos hizo crecer los pozos de manera horizontal, por eso hay más etapas de fractura por pozo, porque la misma cantidad de equipos construyen pozos más largos”, explicó De la Riestra. Y añadió: «Subió la performance de las perforaciones y se extendieron las ramas horizontales. Pero para que eso sucediera tuvieron que subir los sets de fractura. Y entonces como consecuencia, la logística y el despacho de arena acompañaron”.
Para este año, se espera que se concreten unas 18.000 etapas de fractura totales en Vaca Muerta, una meta ambiciosa aunque alcanzable: en los primeros seis meses del año, la actividad ya acumuló un total de 9229 punciones.
Fuente: Tecnopatagonia
“La llegada de los nuevos equipos de perforación, muchos de los cuales ya fueron encargados, bajarán la antigüedad promedio del parque de rigs. Creemos que la incorporación de los nuevos equipos de perforación va a tardar entre seis y ocho meses. Eso obliga, empuja y genera un impacto positivo en todo el sistema. Todos los frentes direccionales se van a tener que mover”, sostuvo de la Riestra.
En 2023, la antigüedad promedio de los equipos de perforación era mayor a 18 años. Con el arribo de nuevos equipos, se prevé que ese registro sea menor a 12 años.
“Es clave entender que crecer beneficia a todos. Y que la palabra correcta no es competencia sino cooperación. Todos deben hacer lo posible para crear un ecosistema de calidad que va a mejorar al resto”, concluyó el directivo.
, Mauricio Luna
La disputa por ver en qué provincia se construirá la planta de licuefacción de gas para exportar barcos de GNL (Gas Natural Licuado) con producción no convencional de Vaca Muerta tuvo en las últimas horas un capítulo más. El presidente Javier Milei afirmó que el megaproyecto de YPF y la malaya Petronas se realizará en la provincia de Río Negro y no en Buenos Aires porque “tiene el lastre de tener a Kicillof, que es un expropiador serial” y agregó que “si hubiese querido hacer las cosas bien, se hubiera adherido al RIGI nacional”. «Enoja y, a la vez, entristece escuchar al presidente abordar un tema tan importante de manera tan superficial y grosera», respondió el gobernador bonaerense Axel Kicillof en su cuenta de X.
La disputa entre Buenos Aires y Río Negro para quedarse con el megaproyecto de GNL, que en una primera etapa prevé un desembolso de US$ 10.000 millones, pero que puede escalar a US$ 50.000 millones con todas las fases completas, tiene de fondo la adhesión o no al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), aprobado en el Congreso dentro de la Ley Bases. “Es obvio que esa inversión se va a ir a otro lado, ¿vos vas a invertir donde está Kicillof?, ni de casualidad”, continuó Milei en una entrevista que le concedió el viernes al canal online Neura Media.
Kicillof le respondió al presidente el sábado desde su cuenta de X: «La construcción de la planta de GNL es una inversión muy importante tanto para nuestra provincia como para el país. Espero que YPF y Petronas manejen el tema con seriedad y profesionalismo, sin dejarse influenciar por los comentarios trasnochados que escupe a diario el presidente y que ya nos hicieron entrar en conflicto con nuestros socios comerciales más estratégicos como China, Brasil, España, Colombia y Francia», aseguró el mandatario provincial.
El gobernador bonaerense anticipó que Buenos Aires no se va a adherir al RIGI, pero presentará un proyecto de Ley para otorgarle incentivos impositivos y municipales a las plantas de GNL que se instalen en Bahía Blanca, que ya cuenta con infraestructura instalada. “¿Para qué quiere hacer un RIGI distinto? Para hacerlo con sus ideas comunistas que hundieron a la Argentina?”, declaró Milei.
Mientras que el mandatario rionegrino Alberto Weretilneck ya consiguió que la Legislatura provincial apruebe el proyecto de adhesión al régimen. Río Negro sería la primera provincia que adhiera formalmente al RIGI, pese a que el gobierno nacional todavía no lo reglamentó en el Boletín Oficial.
La disputa tomó otra dimensión cuando el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, dijo en una entrevista radial en mayo que “Sin el RIGI no hay construcción de la planta de LNG en la Argentina”. “Es un proyecto de alrededor de 50.000 millones de dólares. Para lograr que se pueda desarrollar, hay que lograr que sea rentable a bajo precio, seguridad jurídica y todo lo que tiene el RIGI”, había expresado Marín.
La incógnita de dónde se hará la planta de licuefacción está desde los inicios de la idea del megaproyecto. En septiembre de 2022, cuando YPF y Petronas presentaron el megaproyecto en el Centro Cultural Kirchner con la presencia del entonces presidente Alberto Fernández, el extitular de YPF, Pablo González, y el CEO de Petronas, Tengku Muhammad Taufik, la primera alternativa era Bahía Blanca, pero fuentes en off de la compañía argentina no descartaban en ese entonces otras posibilidades, como por ejemplo Río Negro.
En las últimas horas, fuentes de la provincia de Buenos Aires en diálogo con EconoJournal subrayaron que desde hace más de un año funcionarios de Axel Kicillof están en conversaciones con ejecutivos y técnicos de YPF y Petronas y analizando un terreno de alrededor de 1.400 hectáreas en el puerto de Bahía Blanca.
Pero desde que el gobierno nacional impulsó el RIGI para intentar concretar inversiones superiores a los US$ 200 millones creció la posibilidad de que finalmente este proyecto se realice en el puerto rionegrino de Punta Colorada, alrededor de 550 kilómetros más al sur de Bahía Blanca.
YPF y Petronas planean una inversión de US$ 10.000 millones de dólares para la primera etapa, lo que permitirá producir hasta 5 millones de toneladas/año de GNL. Pero el proyecto en 10 años puede escalar para exportar más de 25 millones de toneladas/año de GNL con una inversión de hasta US$ 50.000 millones.
Este megaproyecto podría permitir ingresar a la Argentina al selecto grupo países exportadores de GNL. En la actualidad, se importa en el pico de consumo de invierno alrededor de 35 barcos de GNL por año. Cuando la planta de GNL alcance su capacidad máxima, el país tendrá capacidad para exportar más de 460 barcos anuales. El GNL podría implicar exportaciones por más de US$ 20.000 millones anuales. De concretarse estos números, el GNL podría ser uno de los principales generadores de divisas para el país.
, Roberto Bellato
El gobierno de Javier Milei decidió que a partir del 5 de agosto todos los usuarios de gas natural y electricidad a los que se les otorgó el subsidio de oficio sin que lo pidieran perderán ese beneficio si no se inscriben voluntariamente en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Si en los próximos días no se da marcha atrás con esa decisión, se estima que 1,7 millones de hogares muy vulnerables podrían empezar a pagar las tarifas al mismo valor que los sectores de altos ingresos.
El plazo figura en el artículo 8 de la resolución 90/2024 de la Secretaría de Energía, ´fechada el pasado 4 de junio. La norma establece que todos los usuarios que fueron catalogados como Nivel 2 por la Disposición 3/2022 y la resolución 631/2022 sin haberse inscripto en el RASE tienen 60 días corridos para anotarse de modo voluntario. “Cumplido ese plazo, quedarán sin efecto las incorporaciones dispuestas por las normas mencionadas y el beneficio caducará respecto de los usuarios que no hubieren completado la presentación individual”, remarca el texto.
Lo riesgoso en términos políticos para el gobierno es que esta decisión, que tendrá un fuerte impacto social, no está acompañada prácticamente por ninguna campaña de comunicación nacional destinada a que esos usuarios se inscriban cuanto antes en el RASE. Solo algunas provincias empezaron a advertirle a los usuarios sobre el riesgo que corren. En este contexto, es probable que en los próximos días se extienda esa fecha límite. Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que se está evaluando esa opción.
El gobierno bonaerense envío un mensaje a los usuarios de luz y gas solicitando que se anoten en el RASE.
Cuando el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha la segmentación tarifaria informó que todos aquellos usuarios que no se anotaran en el RASE iban a perder el subsidio. Si bien en ese momento una fuerte campaña de difusión para solicitar que todos los que calificaran para el subsidio se inscriban, rápidamente quedó en evidencia que los que no se anotaban no eran solo los sectores de ingresos altos que no calificaban para el beneficio sino los de ingresos muy bajos que por desconocimiento o falta de herramientas tampoco lo estaban haciendo.
En ese momento se evaluaron distintas alternativas para incluirlos y finalmente se llegó a la conclusión que lo mejor era catalogar de oficio como N2 a todos los que venían recibiendo la tarifa social de electricidad y gas natural y no se habían anotado al RASE. Cecilia Garibotti, ex subsecretaria de Planeamiento Energético del gobierno anterior, señaló a EconoJournal que cerca del 15% de los beneficiarios de las distintas tarifas sociales, ya sean nacionales o provinciales, no se habían inscripto al RASE en ese momento, y se decidió sumarlos. El registro es dinámico. Todos los meses se chequea qué medidores están en el registro de las distintas tarifas sociales y se les ordena a las distribuidoras facturarles a esos usuarios como N2, aunque no estén en el RASE.
En diálogo con EconoJournal, Garibotti detalló cómo fue ese proceso que llevó a la incorporación al régimen de subsidios de cientos de miles de usuarios de bajos recursos que no se habían anotado al RASE y que hubieran empezado a abonar tarifa plena si el Estado Nacional no intervenía de alguna forma. Las dificultades que enfrentaron en ese momento sirven para anticiparse a lo que puede pasar si finalmente el 5 de agosto el gobierno deja sin subsidio a esos hogares.
–¿Cuántos usuarios pueden perder el subsidio si el gobierno de Milei le quita ese beneficio a los que no se anotaron en el RASE, pero el gobierno anterior igual les asignó la categoría N2?
–La primera versión que dio el gobierno actual fue que eran 1,2 millones de usuarios y más tarde hablaron de 1,7 millones. No sé cuál es el número exacto porque aumentó mucho la pobreza. Por lo tanto, aumentaron los beneficiarios de la tarifa social y aumentaron también los beneficiarios de la tarifa social de las provincias.
–¿Todos los usuarios que reciben tarifa social perciben automáticamente el subsidio que otorga nación por ser N2?
–Sí, por aplicación de la disposición 3/2022, todos los meses desde septiembre del 2022 los beneficiarios de la tarifa social reciben también el subsidio de N2. El decreto 332/2022 dice en su artículo 7 que los beneficiarios de programas sociales nacionales, como Asignación Universal por Hijo, Progresar, Potenciar Trabajo y otros similares, podrán ser incluidos en el padrón de beneficiarios de la Subsecretaría de Planeamiento Energético en el Nivel 2, correspondiente a menores ingresos. En el gobierno dicen ahora que recién se dan cuenta de que los beneficiarios de la tarifa social reciben el subsidio como N2, pero todos los casos están contemplados en una serie de normas publicadas en el Boletín Oficial, y en los cruces que ellos mismos hacen de forma mensual desde diciembre.
Cecilia Garibotti, ex subsecretaria de Planeamiento Energético.
–¿Cómo hicieron para incluir dentro de la categoría N2 a los beneficiarios de todos esos planes si no se habían anotado en el RASE?
–Cuando nosotros quisimos aplicar el artículo 7 nos surgió el siguiente problema: sabíamos que teníamos beneficiarios de la AUH que no se habían anotado en el RASE y que realmente necesitaban el subsidio, pero el problema para incorporarlos era que no sabíamos dónde vivían, ni su medidor. No puedo incorporar a alguien solo por tener AUH porque a la distribuidora lo que le tengo que decir es que a X medidor le facture como usuario Nivel 2, pero no sé dónde vive el beneficiario de la AUH. Ahora bien, nosotros sabíamos que muchos beneficiarios de la AUH y otros planes similares tenían tarifa social y esa tarifa social tiene sus propios medios de control. Entonces decidimos considerar N2 a todos los beneficiarios de las distintas tarifas sociales.
–¿Por qué?
–Porque las condiciones que fijan las provincias para incorporar usuarios en la tarifa social son más exigentes que la condición que habíamos fijado nosotros para considerarlos N2 y otorgarles el subsidio nacional.
–¿La tarifa social la otorgan las provincias?
–La tarifa social eléctrica se otorgaba a nivel nacional hasta el Pacto Fiscal de 2018 y a partir de ese Pacto Fiscal la empezaron a otorgar las provincias y en el caso de las distribuidoras reguladas a través del ENRE el beneficio lo otorga el Estado Nacional. En el gas, en cambio, la tarifa social es nacional.
–¿Lo que ustedes supusieron entonces es que los beneficiarios de la tarifa social eran usuarios vulnerables que en muchos casos podían estar cobrando la AUH y entonces los consideraron N2? ¿A todos los beneficiarios de la tarifa social o solo a algunos?
–Lo que hicimos fue publicar la resolución 631/2022 diciendo que la tarifa social es similar a los otros planes que figuran en el decreto de la segmentación. Ahí figura la justificación de por qué se toma la tarifa social. Además, la disposición 3/2022 establece que en el corte mensual se revisen e incorporen a los beneficiarios de la tarifa social aún si no se inscribieron en el RASE. No es que nosotros lo hicimos una vez y el gobierno recién ahora lo va a revisar. Todos los meses se actualizan los registros de tarifa social de Enargas, ENRE y de las provincias.
–¿A todos los que cobraban tarifa social y no se habían inscripto en el RASE los incorporaron ustedes de oficio?
–No se incorporó a nadie al RASE de ese modo. Lo que se hizo fue extender el beneficio N2 a los usuarios con tarifa social. Todos los meses las distribuidoras nos enviaban su padrón de usuarios, entonces la Secretaría se encargaba de matchear ese listado con los que se anotaron en el RASE y se les informaba a las distribuidoras a qué usuarios les tenían que cobrar como N2. A las personas que tenían tarifa social y no se habían inscripto en el RASE también les asignamos la categoría N2 de la segmentación, pero nunca entraron al RASE que es un registro de beneficiarios del subsidio. No se puede sumar al RASE a una persona que no se anotó.
–¿Todos los que integran el RASE son los que se inscribieron voluntariamente?
–Sí.
–¿Y cómo hacían con los beneficiarios de la tarifa social que ya se habían anotado en el RASE?
–Muchas provincias nos pedían los datos de las personas que se anotaron en el RASE para poder fijarse si ya eran beneficiarios de la tarifa social. Nosotros nos negamos a pasarles esa información porque eran datos privados de la gente que se había anotado en el RASE. Entonces lo que hicimos fue pedirles el padrón de beneficiarios de la tarifa social y marcarles qué medidores figuraban en el RASE. Por descarte, los usuarios que no se habían inscripto al RASE tenían asignada la categoría N2 por la otra disposición.
-¿Y cuántos de los beneficiarios de la tarifa social no estaban en el RASE?
-Eran cerca del 15%.
-La inmensa mayoría había ido a anotarse al RASE.
-Sí, la gran mayoría se había anotado. En el impenetrable chaqueño, por ejemplo, no se habían anotado, pero no había oficina de Anses, es un lugar con menor conectividad y no habíamos realizado un operativo específico ahí para intentar sumarlos.
–¿Todo el intercambio con las provincias se dio para definir solo el subsidio nacional a la electricidad?
–Sí, en el caso del gas la tarifa social es nacional y teníamos esos datos.
–¿Cuántos eran los que recibían el subsidio de N2 durante su gobierno pese a no estar en el RASE?
–No sé el número exacto porque muchos estaban incluidos por estar en el Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap). Son 6467 barrios populares. La mayoría de la gente que no estaba anotada en el RASE eran de los barrios Renabap.
–¿No todos los que estaban en los barrios Renabap tenían tarifa social?
–No necesariamente porque ni siquiera tenían medidores. Muchos tienen medidores colectivos.
–¿Entonces cuando las provincias les pasaban el listado de medidores con tarifa social, ustedes les indicaban que les cobren como N2 y si los medidores de barrios Renabap no estaban en el registro de la tarifa social también ordenaban que se los considere como N2?
–Sí, a los barrios Renabap se los consideraba N2.
–El gobierno ahora informó que todos aquellos usuarios que recibieron el subsidio N2, pero no se anotaron al RASE deben hacerlo porque sino van a perder el beneficio. Ahora bien, ¿si lo pierden lo podrían recuperar apenas se anoten en el RASE?
–Actualmente, sí, deberían poder anotarse en el RASE como puede hacerlo cualquier otra persona que califique para el beneficio. Vale aclarar que, desde diciembre pasado, la Secretaría de Energía viene anunciando una “canasta básica energética” que reemplazaría el sistema actual. Un decreto de fines de mayo indica que esto podría suceder el 30 de noviembre de este año o el 1 de junio del próximo año. Hasta ahora, no se sabe cómo sería. Mientras tanto, el registro sigue vigente.
–En su momento ustedes hicieron lo posible para que todos los que calificaban para el subsidio pudieran anotarse en el RASE, el plazo para hacerlo fue mayor que el otorgado ahora, y aún así cerca del 15% de los beneficiarios de la tarifa social nunca lo hicieron, ¿cree que ahora puede llegar a ser diferente?
–Hicimos lo posible y entiendo que este gobierno, desde diciembre, también. Creo que es muy posible que aumenten los inscriptos por el aumento en los niveles de pobreza y la baja certidumbre sobre el precio de todos los servicios. También leí que el gobierno tiene un plan para llamar individualmente a todos los usuarios para que se anoten. Es decir, que el mismo gobierno reconoce que los beneficiarios de la tarifa Social califican para la segmentación y deberían mantener el subsidio. Por lo que entiendo que antes de cortarlo tomarán medidas para achicar ese porcentaje.
, Fernando Krakowiak
Oiltanking Ebytem – la compañía operadora de la terminal de exportación de Puerto Rosales, en Bahía Blanca- designó a Guillermo Blanco como nuevo vicepresidente.
Blanco sucederá a Rolando Balsamello, quien continuará sus labores en la empresa como Senior Advisor para el proyecto de ampliación de la terminal de Puerto Rosales.
Blanco cuenta con una vasta experiencia en la industria. Estudió en la Universidad de Buenos Aires, donde se graduó de Ingeniero Naval con Diploma de Honor. Además, posee una maestría en Administración Estratégica, de la Universidad de Belgrano. A su vez, recientemente ocupó el cargo de vicepresidente para América Central en OTAmérica.
Desde la compañía destacaron: «Estamos seguros de que, bajo el liderazgo de Guillermo Blanco, OTE Argentina continuará fortaleciendo su posición en el mercado y alcanzando nuevos logros».
También, agradecieron la labor de Balsamello: «Su gran dedicación y su trabajo incansable han sido fundamentales para nuestra empresa».
Desde la compañía se encuentran trabajando en la fase 1 del proyecto de ampliación de la terminal de Puerto Rosales, que tiene como objetivo incrementar la capacidad de transporte para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta. Estiman que la expansión estará lista para octubre y noviembre de este año. La iniciativa contempla una inversión de 500 millones de dólares.
, Redaccion EconoJournal
Un nuevo consorcio petrolero liderado por la operadora Quintana Energy y TSB presentó la propuesta económica más competitiva para adquirir el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), un reservorio de tight gas que a mediados de la década pasada fue uno de los grandes campos gasíferos de YPF. Al igual que las operaciones que involucran a Pecom y a Petróleos Sudamericanos en Chubut, Neuquén y Río Negro, que fueron publicadas esta semana por EconoJournal, la transacción que involucra a EFO se encuadra bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa que la petrolera que preside Horacio Marín puso en marcha para desprenderse de 55 campos maduros en todo el país.
Quintana Energy es una petrolera independiente con más de 30 años de presencia en Santa Cruz que en 2021 fue adquirida por un grupo de ingenieros en petróleo del ITBA con vasta trayectoria en la industria hidrocarburífera liderado por Carlos Gilardone. La compañía participó en 2022 de un proceso de salida de un campo convencional de YPF cuando adquirió el yacimiento San Sebastian en Chile, ubicado en la Isla de Tierra del Fuego cerca de Punta Arenas. El otro miembro del consorcio es TSB, una de las principales empresas de servicios petroleros de la cuenca Neuquina, propiedad del empresario Claudio Urcera.
La Estación Fernández Oro se encuentra en zona de chacras, al sur de la Ruta 22.
EFO, un bloque que está emplazado en el ejido municipal de Allen, una localidad frutícula lindera a la provincia de Neuquén, produce hoy unos 900.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas y 230 metros cúbicos (m3/d) de petróleo, según datos de mayo de la Secretaría de Energía.
La Unión Transitoria de Empresas (UTE) entre Quintana Energy y TSB se sustenta en una sinergia natural entre ambas organizaciones. Gilardone es un técnico con conocimiento del subsuelo y junto con Carlos Canel, otro ingeniero histórico de la industria de Oil&Gas, fundó FDC, probablemente la principal consultora argentina en materia de estudios y proyectos de ingeniería de producción, reservorios y geología de yacimientos petroleros. FDC, a su vez, asesora a varias de las principales empresas productoras de hidrocarburos del país. Por caso, en 2012 colaboró con la YPF que presidía Miguel Galuccio en la negociación para que Dow y Chevron ingresen a las áreas El Orejano y Loma Campana, los dos primeros desarrollos de la petrolera en Vaca Muerta.
Quintana Energy es una petrolera independiente con actividad en Santa Cruz y en el sur de Chile.
Urcera, por su caso, es un empresario de bajísimo perfil público que lidera un grupo que ofrece distintos servicios dentro de la industria petrolera. Su buque insignia es TSB, una empresa que a fines de los ’90 empezó a ofrecer servicios de Oil&Gas y ahora apuesta a ser un jugador relevante en el mapa de las grandes empresas productoras de hidrocarburos del país.
Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que representantes de la nueva UTE visitaron en los últimos días las instalaciones de EFO para verificar el estado de las instalaciones. El cierre de la operación, sin embargo, podría demorarse porque el traspaso incluye como condición sine qua non que la gobernación de Río Negro, que encabeza Alberto Weretilneck, autorice la extensión de la concesión de explotación de Fernández Oro por otros 10 años, dado que el contrato vigente expira en 2026.
La secretaria de Energía provincial, Andrea Confini, impulsó un proyecto de Ley para ordenar la renegociación de las concesiones petroleras que vencen en los próximos años, por lo que la UTE Quintana-TSB deberá transitar ese proceso antes de concretar el pago a YPF por la cesión del yacimiento rionegrino.
A su vez, el consorcio presentó también la oferta más competitiva para quedarse con el clúster Mendoza Sur, que agrupa a seis áreas hidrocarburíferas en esa provincia entre las que se destaca El Portón, un campo maduro que en el pasado aportó una importante producción de gas para YPF, pero que para extender su vida útil requiere de un fuerte replanteo operativo para reducir los costos de extracción, dado que en los últimos años YPF perdió dinero por la falta de eficiencia en esos bloques.
Al igual que en Río Negro, la UTE deberá negociar la extensión de las concesiones por otros 10 años con la gobernación que lidera Alfredo Cornejo antes de cerrar la operación con YPF.
, Redaccion EconoJournal
La revelación del intento del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, de reflotar la Gerencia de contratos de Cammesa, la empresa que se encarga del despacho de energía eléctrica en todo el país, gatilló de forma inesperada una denuncia pública de corrupción contra funcionarios del área energética que fueron designados por el gobierno de Javier Milei. Lo extraño es que quien formuló esas acusaciones contra directivos de la empresa administradora del despacho eléctrico es Fernando Luis Olaizola, quien en los últimos meses se desempeñó como asesor del secretario Rodríguez Chirillo y denunció «el desvío de miles de millones de dólares desde Cammesa durante las últimas dos décadas», incluyendo en esas acusaciones al actual vicepresidente de la compañía, Mario Cairella, un directivo que llegó en mayo de este año de la mano de José Luis Espert, socio político del presidente Milei y contó con el beneplácito del ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, e incluso de la propia Karina Milei.
Este medio informó esta semana que Rodríguez Chirillo está intentando recrear la Gerencia de contratos de Cammesa, luego de haberla desarmado al forzar el despido de su gerente, Luciano Condó, a fines de febrero. El gerente general de Cammesa, Jorge Garavaglia, que responde políticamente a Rodríguez Chirillo incluyó el nombramiento de Andrea Polizzotto, una ex funcionaria del gobierno anterior de paso fugaz por la Dirección de Energías Renovables, en la convocatoria a una reunión de Directorio a fines de junio, según una nota interna a la que EconoJournal tuvo acceso, aunque la reunión finalmente no se concretó.
Lo curioso ocurrió después. En un hecho que linda con lo insólito, Olaizola respondió en la sección de comentarios abiertos que incluye EconoJournal una dura denuncia sobre desmanejos en Cammesa. El texto está firmado con su nombre y dice lo siguiente: «Cómo les cuesta a algunos «soltar la teta»… se sabe que en los últimos 20 años (desde 2003) tanto en la «Gerencia de Contratos» como la «Gerencia de Combustibles» de Cammesa se «perdieron en el camino» algunos miles de millones de dólares que fueron a las manos porosas de algunos funcionarios y sus amigos«, denunció Olaizola.
«Chirillo sólo les está «cortando el business» y obvio todos los viejos enquistados saltan como leche hervida, sobre todo Ruichoto (sic) que redactó este artículo (NdR: en referencia a Jorge Ruisoto, director de Auditorías de Cammesa) y se lo pasó al VP Cairella que vino a defender la suya, todos funcionarios millonarios que siguen operando en la prensa para seguir robando.! Pronto desfilarán por Comodoro Py.! Viva la libertad!», concluyó su denuncia.
Consultado telefónicamente por EconoJournal, Olaizola no sólo confirmó la autoría del mensaje, sino que fue mucho más duro en sus expresiones. Negó tener vínculo con la Secretaría de Energía, aunque fue quien encausó la negociación con Brasil durante el primer semestre del año para garantizar el abastecimiento de gas del norte argentino a partir de un acuerdo tripartito con Bolivia y Brasil. «No estoy trabajando en la secretaría hace años», dijo Olaizola, que fue jefe de gabinete de asesores de Sergio Lanziani, el primer secretario de Energía de la gestión de Alberto Fernández, de paso deslucidísimo por el gobierno.
Fuentes de la Secretaría de Energía desmintieron a Olaizola al afirmar que se presenta en distintos ámbitos como asesor de Rodríguez Chirillo, a punto tal que fue él quien intermedió en forma personal con directivos de Petrobras, la empresa estatal brasileña, para que Enarsa, la empresa estatal de energía, pueda destrabar la firma de un swap (intercambio) de gas natural para este invierno.
Olaizola incluso formó parte de la comitiva liderada por Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Enarsa, que viajó a Río de Janeiro el 17 de abril para firmar un memorando de entendimiento con la brasileña Petrobras. Su presencia quedó registrada en la minuta posterior a la reunión con Petrobras, sino también está retratada en una fotografía que Enarsa difundió a la prensa después del encuentro en Río de Janeiro. De hecho, la imagen de Olaizola junto a directivos de Enarsa figura en la página web de Enarsa.
Olaizola, el primero desde la izquierda, durante la firma de un acuerdo con Petrobras el 18 de abril, hace apenas tres meses.
En la conversación telefónica con EconoJournal, Olaizola reforzó su denuncia. «Hay gente que resiste el cambio de volver a la función original de Cammesa de los ’90 porque tienen intereses personales, lo sé», acusó. «De Cammesa desaparecieron el equivalente a barcos completos, sé cómo se movía el gasoil, fuel oil, como terminaba en el campo. Hablamos de miles de millones de dólares en 20 años. Por eso vive fundida Cammesa», disparó.
«Vengo desde los 90s, conozco la historia muy bien. Me les paro a cualquiera de esos, conozco las fortunas que tienen todos, sé lo que reciben por todo, por cada barco y demás, estuve adentro, tuve acceso a la información y pude comparar», añadió.
, Nicolás Deza
La evolución de las tarifas del servicio de gas por redes se caracterizó en las últimas décadas por períodos, generalmente extensos en el tiempo, de suspensión del régimen establecido por la normativa y de los mecanismos de ajustes periódicos previstos; seguidos por lapsos en los que se impulsaron procesos de actualización del valor de las tarifas.
En otras palabras, se registraron períodos con tarifas congeladas y con ajustes discrecionales que las mantuvieron retrasadas en términos reales, a los que le siguieron etapas en las que se implementaron actualizaciones de las tarifas a efectos de aproximarlas a niveles compatibles con sus costos reales del servicio.
El motivo que explica el comportamiento antes descripto es la inclinación compulsiva de la mayoría de los Gobiernos de subordinar al régimen tarifario al cumplimiento de objetivos subalternos de orden político y de asistencia social.
En efecto, la concepción dominante de que las tarifas son un instrumento para redistribuir ingresos, promover la equidad y desarrollar una política social, explican la manipulación ejercida históricamente por diversos gobiernos sobre las estructuras de tarifas través de congelamientos, ajustes arbitrarios y discrecionales sobre alguno/s de sus componentes, la creación de nuevas tarifas subsidiadas para destinatarios específicos y la emisión de cuadros tarifarios para un mismo servicio (ej. Residencial), pero con aperturas sobre la base de la diferenciación de los usuarios y de los porcentajes de subsidio asignados a los mismos (segmentación).
Un aspecto que permite dimensionar las consecuencias del comportamiento descripto, sin considerar no por menos importante los perjuicios provocados por el mantenimiento en el tiempo de tarifas atrasadas en términos reales sobre la calidad y el acceso al servicio, es examinar el número de cuadros tarifarios del servicio de gas vigentes en la actualidad.
Así, computando tanto los cuadros tarifarios “plenos” como los denominados “Diferenciales” (con tarifas subsidiadas) de las 9 (Nueve) empresas Distribuidoras de gas del país, el total asciende a la increíble cifra de 179 (ciento setenta y mueve) cuadros tarifarios.
Las causas que explican esta exorbitante cifra son, por un lado, la implementación de la segmentación de los usuarios residenciales en base a los ingresos percibidos, patrimonios y por condición socioeconómica (N1, N2 y N3) y, por el otro, la ampliación a otras zonas geográficas del régimen original de subsidios a los consumos residenciales de las Provincias Patagónicas, Malargüe y La Puna, luego denominado erróneamente como de “Zona Fría”, con descuentos del 50% y 70% sobre la tarifa plena.
Ello obligó a la emisión y aprobación de un número muy significativo de cuadros tarifarios adicionales correspondientes a los usuarios residenciales y a las Entidades de Bien Público. De esa forma, se emitieron tarifas para usuarios residenciales N1, N2 y N3 las cuales a su vez se desdoblaron en dos cuadros tarifarios, cada uno de ellos con descuentos del 50% y 70% sobre tarifa plena respectivamente por el régimen de Zona Fría; a las que se sumaron tarifas con subsidio para las Entidades de Bien Público.
El escenario descripto no resiste evaluación técnica alguna, ya que para un servicio específico (residencial) que requeriría de una sola tarifa que lo remunere, se abrieron una multiplicidad de tarifas basadas en: a) criterios de diferenciación de los usuarios por su ingresos y condición socioeconómica (segmentación N1, N2 y N3), b) la localización geográfica del usuario en áreas geográficas definidas como “zonas frías” (si bien se incluyen áreas templadas cálidas y templadas frías) y, c) la condición de Entidad de Bien Público en Zona Fría con tarifa subsidiada.
A ello se suma para agravar la situación, que las tarifas de los segmentos residenciales, exceptuando las del N1 (Mayores Ingresos), no ofrecen señales ni incentivos para un uso racional del servicio e implican una administración engorrosa y una complejidad que dificulta la comprensión para el usuario final.
Ahora bien, a fin de contar con alguna referencia que sustente lo hasta aquí expuesto resulta útil fijar algunos lineamientos que nos permitan estimar cuál sería un número razonable de cuadros tarifarios para todas las categorías -con o sin subsidio- en el estado actual de las cosas.
Para ello se brindan a continuación una serie de condiciones que deberían cumplirse para proyectar de manera simple la cantidad “razonable” de cuadros tarifarios para todos los servicios que se requerirían para las 9 (nueve) Distribuidoras del país.
Dichas condiciones serían:
• Eliminación del esquema de segmentación de los usuarios entre: N1 (Mayores Ingresos, N2 (Menores Ingresos) y N3 (Ingresos Medios) – Decreto 332/22;
• Eliminación de los topes de consumos (Resolución SE N° 686/22);
• Revertir la ampliación del subsidio bajo el Régimen de Zona Fría (Ley 27.637) y reimplantar el Régimen de subsidios vigente previamente para las Provincias Patagónicas, Malargüe y La Puna (Ley 25.565).
Así, cumplidas las condiciones mencionadas, el número de cuadros tarifarios ascendería para las nueve Distribuidoras de gas a solo 48 (Cuarenta y Ocho), esto es; 131 (Ciento Treinta y Uno) menos que los actualmente vigentes.
A modo de aclaración, la valoración del número extravagante de tarifas vigentes no representa una mera apreciación descriptiva sino que simboliza, como ya fue referido al inicio del presente artículo, la deficiente gestión desarrollada durante décadas en términos de política tarifaria, no respetándose lo previsto en la normativa ni cumpliendo las reglas establecidas, y consolidando por años un escenario caracterizado por la discrecionalidad y la imprevisibilidad.
Siempre la experiencia acumulada nos brinda enseñanzas para no repetir los errores cometidos, por lo que en la próxima Revisión Tarifaria en la que se definirán las nuevas tarifas para el siguiente quinquenio se deberá sacar provecho de esa experiencia apuntando a la obtención de una estructura tarifaria simple y técnicamente consistente, asumiendo el compromiso de cumplimiento de las reglas de actualización tarifaria durante el quinquenio.
, Néstor Touzet
Transportadora Gas del Sur (TGS), la compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, emitió un un bono internacional por US$ 490 millones, a un costo financiero del 8,75% (cupón del 8,5%) y a un plazo de siete años, con vencimiento en 2031.
En ese sentido, la empresa informó que recibió ofertas por hasta US$ 1.700 millones y que la emisión de este nuevo bono permite refinanciar el bono de US$ 500 millones que vence en mayo 2025.
Se trata de la cuarta emisión de una empresa argentina en el mercado internacional de capitales en 2024, luego de varios años sin emisiones corporativas. “Esto coloca a TGS como una de las empresas con mejor crédito del país”, destacaron desde la firma.
En línea con su objetivo de ampliar la capacidad de transporte para que el gas de Vaca Muerta llegue a distintos puntos del país, a principios de este mes, la compañía junto a autoridades nacionales, y directivos de Sacde, habilitó la planta compresora de Tratayén, la obra destinada a incrementar en casi un 50% la capacidad de transporte del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK).
Hasta el momento, el gasoducto tenía capacidad para transportar alrededor de 11 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) de gas y con esta obra de infraestructura se amplió a 16 millones.
A su vez, la compañía tiene en carpeta otros proyectos respecto al gas natural. Uno de ellos es el proyecto National Gas Liquids que tiene como objetivo separar, obtener y transportar liquidos del shale gas de Vaca Muerta. «Hoy ese gas entra en el gasoducto y hay una pérdida de valor, cuando el productor podría estar monetizando esos gases”, explicó Oscar Sardi, en la última edición del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.
Se trata de un proyecto que entraría en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones. Implicaría la modificación de los módulos para la separación y la obtención de líquidos como butano y propano (GLP), además de la construcción de la infraestructura de transporte necesaria para llevar esos líquidos hasta el complejo General Cerri, en Bahía Blanca. Además, requeriría de una inversión superior a los 2500 millones de dólares, según precisó Sardi.
, Redaccion EconoJournal
Desde enero de 2019 y en virtud del Consenso Fiscal suscripto el 13 de septiembre de 2018, que fue aprobado a través de la Ley N° 27.469, cada una de las provincias acordó definir la tarifa eléctrica diferencial en función de las condiciones socioeconómicas de sus usuarios residenciales. Con esta decisión, la responsabilidad que tenía Nación de solventar el esquema de Tarifa social -a fin de que determinados usuarios paguen un precio más bajo por los servicios públicos- se trasladó a cada una de las jurisdicciones y fueron las provincias las que decidieron darle continuidad o no al esquema.
Tanto en la provincia de Buenos Aires como en Capital Federal se decidió seguir con el esquema de subsidios que estaba vigente, heredado de lo que era la tarifa social nacional, y continuar subsidiando la tarifa de los usuarios. Frente a este escenario, en 2023 la Provincia devengó en concepto de Tarifa Social cerca de $18.000 millones de pesos. En diálogo con EconoJournal, el Subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, indicó que “para este año se estima que esta política de subsidios implicará una erogación de $53.600 millones, representando un incremento del 184% respecto de 2023”.
Esto es así porque desde la Provincia se estableció un nuevo régimen de Tarifa Social Eléctrica -aprobado a través de la Resolución 771/2024 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires – y con esto la cobertura de usuarios pasó de 1,7 millones de beneficiarios a tres millones, incluyendo a los usuarios N2 que no estaban dentro de la Tarifa Social.
Si bien el gobierno nacional definió que el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) para los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) – en el que se encuentran los beneficiarios de la Tarifa Social- sea más bajo en comparación con el de los consumidores del Nivel 1 (altos ingresos) y del Nivel 3 (ingresos medios), los usuarios alcanzados por Tarifa Social que consumen hasta 150 kWh/mes no abonan el PEST, que es uno de los tres componentes que se cargan en la factura de electricidad, junto con el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el margen de transporte.
En los hechos, la Tarifa Social implica dos bloques subsidiados de 150 kWh/mes (consumo base) para los usuarios. El primer bloque cuenta con un subsidio del 100% que es financiado por el gobierno provincial, es decir, la Tarifa Social subsidia el 100% sobre el PEST, ya su vez, tiene un descuento del 50% sobre el bloque de 150 KWh/mes excedentes.
Si los usuarios tienen un consumo que se ubica por encima de los 300 KWh/mes, deben abonar el precio estacional de Nivel 2 pleno, es decir, sin subsidio.
El esquema está destinado a usuarios residenciales con un ingreso neto inferior a dos jubilaciones mínimas, hogares con ingresos limitados a gastos de subsistencia.
También, a hogares donde cualquier integrante cuente con certificado de discapacidad o enfermedades crónicas y a hogares monoparentales, inmuebles no residenciales que sean utilizados como vivienda.
Lo que ocurre con este esquema de subsidios es que cuando se aplica un nuevo aumento en las tarifas eléctricas esto repercute de forma directa en la Provincia, puesto que el esquema de segmentación tarifaria que se comenzó a aplicar durante la gestión anterior se superpone con el de Tarifa Social. Esto es así debido a que cuando comenzó la inscripción al Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) se llevó a cabo un cruce de datos con los padrones provinciales y todos los usuarios que eran beneficiarios de la Tarifa Social quedaron nucleados en el Nivel 2, de bajos ingresos. Por lo que, cuando se aumentan las tarifas de los N2 a quien más afecta la suba es a la Provincia, que es la que debe solventar la Tarifa Social.
El impacto que tuvieron los últimos aumentos en las tarifas de electricidad aplicados por el gobierno nacional significó para la provincia de Buenos Aires un incremento del 80% en promedio para los N2; de un 14% para los N1 y de un 69% para los N3, teniendo en cuenta las facturas de un usuario residencial con un consumo de 150 kWh/mes incluyendo impuestos.
Las facturas de EDEA para los N2 que en marzo rondaban los $ 9.186 en junio se ubicaron en torno a los $14.675. Las facturas de EDEN que en marzo se estaban en los $ 11.597 en junio alcanzaron los $ 17.046.
A su vez, las boletas de EDES en marzo para los N2 representaban $ 12.990 y en junio $ 18.424. Mientras que las de EDELAP en marzo estaban en $ 8.133 y en junio en $ 13.965.
Si bien desde 2019 la provincia de Buenos Aires financia el costo de la Tarifa Social eléctrica, Ghioni indicó que “al principio de su implementación una parte de un préstamo del Banco Mundial financió este esquema. Pero en la actualidad es financiado de manera íntegra con recursos de la Provincia”.
Además, el funcionario explicó que con el nuevo esquema de Tarifa Social “también se aplicará la asignación de una bonificación que consiste en un monto fijo mensual que se deducirá de los conceptos eléctricos facturados, antes de los impuestos”.
Con esto, el esquema pasará a aplicarse a todos los hogares con ingresos menores a los $870.000, pertenecientes al grupo N2 del padrón de segmentación nacional.
, Loana Tejero
Si bien aún debe negociar con YPF algunas cuestiones no menores, Pecom, la empresa de energía del grupo Perez Companc, es número puesto para adquirir las principales áreas convencionales que opera la petrolera controlada por el Estado en Chubut. En rigor, Pecom, que factura unos US$ 800 millones por año y cuenta con 8500 empleados en la industria de Oil&Gas, presentó las ofertas más competitivas por los dos clústers de campos maduros diseñados por YPF bajo la órbita del Proyecto Andes, la licitación a cargo del Banco Santander por la cual pretende desprenderse de unos 55 bloques secundarios para concentrar su inversión en Vaca Muerta.
Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, Pecom ofreció unos US$ 85 millones para adquirir los dos bloques que conforman el clúster El Trébol-Escalante, el más atractivo de los que está desinvirtiendo YPF. De esa manera, relegó a Capsa, uno de los tres mayores productores de crudo en la cuenca del Golfo San Jorge. Pecom también quedó primera en el orden de mérito de las propuestas económicas para adquirir el clúster conformado por las áreas Campamento Central y Cañadón Perdido. El 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía, que a su vez inició un proceso para vender sus activos en la Argentina, tal como publicó este medio el 24 de junio, por lo que esa operación podría interferir sobre el cierre de la venta de las áreas en Chubut.
Luis Perez Compant lidera Pecom, que está a punto de quedarse con áreas de YPF en Chubut.
De concretarse las adquisiciones, Pecom reingresará nuevamente en el ranking de empresas operadoras de yacimientos hidrocarburíferos, 21 años después de que la empresa de energía del grupo Perez Companc vendiera sus activos locales a Petrobras en mayo de 2023. En los últimos ocho años, Pecom decidió recuperar el terreno en el sector energético mediante la adquisición de compañías como Tel3, SADE y fundamentalmente Bolland en 2018, que le permitió convertirse en una de las mayores empresas de servicios petroleros del país. Su estrategia se encuentra enfocada en la oferta de servicios para traccionar el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta y en la optimización de campos maduros convencionales, así como también en la construcción de infraestructura eléctrica para impulsar el aprovechamiento de energías renovables y el aprovechamiento del potencial minero con especial atención en el desarrollo del litio y el cobre.
Al igual que Petróleos Sudamericanos, que como adelantó este medio está intentado cerrar la compra de áreas en Neuquén y Mendoza, Pecom inició hace algunos días el due dilligence confirmatorio para chequear el estado de las instalaciones en las áreas involucradas. Lo que resta, para concretar la operación, es cerrar una serie de cuestiones no menores como, por ejemplo, quién tendrá acceso al crudo producido en las áreas que opera YPF (la intención de la empresa presidida por Horacio Marín es garantizarse el acceso a un porcentaje importante de esa oferta por al menos 24 meses), a qué precio podrá comprar ese petróleo (se negocia que pueda aplicarse un descuento sobre la canasta de precios internos) y si YPF mantendrá alguna de las instalaciones (podría conservar el control de plantas y otras facilities).
La intención de YPF es avanzar rápido con el cierre de la operación. De hecho, este viernes podría firmarse en Buenos Aires la documentación respaldatoria con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, para traspasar formalmente la operación de los bloques a otras empresas.
El mandatario patagónico logró que YPF revierta a Petrominera, la empresa provincial que políticamente responde a Jorge ‘Loma’ Ávila, líder del sindicato petrolero de Chubut, el área Restinga Alí, cuyo desarrollo fue pensado hace 20 años para aprovechar el desarrollo offshore del Golfo San Jorge (algo que nunca pudo materializarse), por lo que el área tiene capacidad instalada en superficie para producir cerca de 1000 metros cúbicos diarios (m3/d) de crudo, pero apenas produce 80 m3/día.
En tanto YPF conservará la propiedad de Manantiales Behr, su principal bloque de petróleo en la provincia, donde este año tiene previsto invertir unos US$ 250 millones.
, Nicolas Gandini
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