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Gustavo Gallino, VP de Infraestructura de YPF: “El RIGI no es para ganar más, si no para que proyectos como el de GNL sean viables”

El vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, advirtió que sin la aprobación del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), los proyectos de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) por barco, que impulsa la compañía con mayoría accionaria estatal junto a la malaya Petronas, son inviables en la Argentina. El ejecutivo subrayó que “el RIGI no es para ganar más, si no que es para que los proyectos como el de GNL sean viables. Sin RIGI los proyectos no son rentables. No vamos a poder desarrollar nuestros recursos”. Lo dijo en el Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal que se realizó este miércoles en el Salón Dorrego del Hípico Alemán.

Gallino participó del panel “Grandes proyectos de infraestructura: desde el Vaca Muerta Sur hasta una planta de licuefacción de LNG”. Allí analizó dos grandes proyectos de infraestructura que lleva adelante YPF, como es el oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra estratégica que permitirá incrementar la producción de crudo no convencional de Neuquén y exportarlo desde Punta Colorada en Río Negro, y la construcción de la planta de producción de GNL, que habilitará la exportación de hasta 25 millones de toneladas de gas por año (MTPA).

Cronograma del oleoducto

El ducto Vaca Muerta Sur demandará una inversión de US$ 2.500 millones entre tuberías, almacenamiento y las estaciones. El ejecutivo de YPF destacó que “la meta que tenemos es que esté listo en julio de 2026. Ya estamos ejecutando el primer tramo, que llega a Allen. El tramo dos más las estaciones de almacenamiento y bombeo de Allen (Neuquén) y de Chelforo (Río Negro) y los dos tramos que van de Allen a Chelforo y de Chelforo a Punta Colorada, están avanzando”. La obra también contará con la terminal, el almacenamiento y las dos boyas de carga.

Gallino describió el cronograma previsto del proyecto: “hace dos semanas les dimos el pliego a los oferentes y esperamos que para el 20 de julio tengamos las ofertas”. También afirmó que estiman firmar los contratos en octubre o –a más tardar- en noviembre para que en 2024 comience la ejecución. “Tenemos dos empresas trabajando para optimizar el diseño de ingeniería para mejorar el costo de la operación y que la rentabilidad sea mejor”, señaló.

Creo que la Argentina demostró el año pasado con el Gasoducto Néstor Kirchner que se pueden hacer proyectos de infraestructura en la Argentina con tiempos comprometidos. Nosotros invitamos no sólo a empresas argentinas en el Vaca Muerta Sur, sino también a empresas internacionales”, indicó el ejecutivo de YPF.

Gallino destacó además que “son proyectos para toda la industria. Estamos llamando a otros productores para que se sumen. Algunos serán socios y otros cargadores. Por más que lo lideremos nosotros, son proyectos para el país, no sólo para YPF”

Planta de GNL

El vicepresidente de Infraestructura de YPF comentó la actualidad del megaproyecto de construcción de la planta de producción de GNL. “Creemos que distintos actores de la industria se van a sumar. Estamos avanzando en lo que es el floating, que va a ser el barco donde se va a licuar y almacenar, para el posterior licuado del gas natural. Es la primera etapa del proyecto. Estamos analizando cuatro empresas internacionales”, contó.

YPF tiene el 51% del proyecto, mientras que Petronas cuenta con el 49% restante. Además del proceso de competencia por el floating, las compañías están por lanzar dos competencias más sobre nearshore (en la costa) y una planta de separación que estará en Neuquén.

“Nos estamos preparando para salir con una competencia entre empresas locales para todo lo que es onshore, fundamentalmente para una planta de agua fresca, otra planta de agua de incendio y otras instalaciones en nearshore. También estamos preparando una competencia de empresas locales para una planta de separación en Neuquén, en lo que es Vaca Muerta”, añadió.

Gallino destacó también que “el proyecto podría estar operativo con el primer barco de cuatro o cinco MTPA (20 millones de m3 de gas) para la primera exportación en 2030. Luego habría una rápida escalada en la producción con un segundo barco. Creemos que podemos llegar a los 25 MTPA en 2032 o 2033”.

“Si el proyecto de GNL se hace va a haber alrededor de 30 MMm3 de gas asociado a la producción de petróleo que hay que tratarlo. Hay que hacer algo con esto porque puede generar nuevas exportaciones”, enfatizó.

“Lo que me preocupa es que tengamos continuidad. No que por vaivenes de la macroeconomía argentina tengamos que parar y volver a arrancar. La Argentina tiene la oportunidad de exportar US$ 30.000 millones en energía, similar a una cosecha. Es una oportunidad que no tenemos que desaprovechar y para eso necesitamos que el país se estabilice. Para poder exportar estos volúmenes, Vaca Muerta tiene que ser competitiva en el mercado mundial”, concluyó Gallino.

, Roberto Bellato

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Oscar Sardi sobre el proyecto NGL de TGS : «Son inversiones de más de 2500 millones de dolares»

Las oportunidades en torno al gas natural asociado a la producción de crudo y la obtención de liquidos del shale gas en Vaca Muerta fue el tema central en la apertura de una nueva edición del Midstream & Gas Day, el evento que EconoJournal organiza anualmente. El director general de Transportadora de Gas del Sur (TGS), Oscar Sardi, brindó un panorama sobre el proyecto National Gas Liquids (NGL), que prevé una inversión global de más de 2500 millones de dólares si los productores de gas deciden aprovechar esas oportunidades.

TGS, una de las principales transportistas troncales de gas natural del país, comenzó en 2016 un proceso de incorporación y desarrollo de negocios vinculados al midstream. “Fue así cómo comenzamos a trabajar la idea de Vaca Muerta. A partir del respaldo de los accionistas pudimos consolidar el negocio de midstream. Hoy lleva cinco años y se transformó en la palanca de crecimiento de la compañía”, dijo frente a la audiencia convocada en Club Hípico Alemán.

Gracias a un plan de inversiones del orden de los 1400 millones de dólares que se vienen ejecutando desde 2018, la empresa hoy tiene una planta de procesamiento de gas en Tratayén, que desde el año pasado cuenta con una capacidad para procesar 15 millones de mm3 de gas por día y que agregará más capacidad para fin de año. “Este año con la finalización de uno de los dos modulos que están por entrar en servicio vamos a ampliar la capacidad a 30 millones diarios”, afirmó Sardi.

Oscar Sardi, director general de TGS.

Proyecto NGL y el RIGI

La estrategia de TGS en Tratayén es instalar esos módulos en modo acondicionamiento del gas para atender el crecimiento de la producción gasífera en Vaca Muerta. Pero los módulos eventualmente pueden ser modificados para un proyecto que le permitiría a la empresa obtener y transportar más líquidos.

Este proyecto, denominado National Gas Liquids (NGL), 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. “Son inversiones superiores a los 2500 millones de dólares”, dijó Sardi.

“Con muy poco trabajo esos módulos pueden ser reconvertidos para el procesamiento con el objetivo de extraer propano, butano y gasolina del 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 el director de TGS.

El proyecto NGL esta en evaluación y en última instancia dependerá del interés de las productoras de gas en aprovechar ese valor si le encuentran sentido económico. En ese aspecto, Sardi observó la importancia del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) contenido en el proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida, que podría ser aprobado esta semana en el Senado.

“Es un proyecto que entraría en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones. Por eso es tan importante que finalmente salga la ley de Bases por la cantidad de beneficios que tiene para la industria. Una cosa es con RIGI y otra sin RIGI. Sin RIGI tiene una rentabilidad prácticamente menor y es muy difícil evaluar una inversión de estas características”.

Gas asociado al shale oil

Consultado sobre el potencial relacionado a la obtención de gas natural asociado a la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta, el director general de TGS brindó un panorama optimista en base a estimaciones propias de la empresa.

Sardi explicó que con una producción diaria actual en la cuenca neuquina de 430.000 barriles se están obteniendo alrededor de 10,5 millones de metros cúbicos diarios de gas asociado. La compañía observa que si la producción trepara a entre 800 y un millón de bpd, teniendo en cuenta el promedio de obtención de gas asociado al petróleo,  en un punto medio podría haber un salto entre un mínimo de unos 20 mm3 por día adicionales a los 10 actuales, o un máximo de unos 60 millones adicionales a los diez.

“Asumiendo un punto medio, nos quedamos en 40 millones adicionales, estamos hablando de una base importante de inyección adicional desde el petróleo, de unos 50 millones diarios”, explicó. “Lo importante acá es que la base de producción de petróleo no puede parar nunca, por lo que ese es el mínimo aumento”, añadió.

, Nicolás Deza

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La Industria Química y Petroquímica presentó caídas en producción y ventas durante abril

El informe mensual, elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial señaló que durante abril de 2024 la producción del sector cayó un 8% respecto a marzo, afectada por todos los subsectores. Las empresas manifiestan paradas de plantas y menor producción por menor demanda. También se observaron caídas del 11% con respecto al mismo mes del año anterior; y del 7% en el acumulado de los primeros cuatro meses del año, afectado por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos.

La reseña realizada por la CIQyP® muestra que las ventas locales cayeron 16% intermensual, afectada por todos los subsectores a excepción de los productos básicos orgánicos y los productos básicos inorgánicos, dado por menores volúmenes y precios de ventas. Para la variación interanual y el acumulado del año, también se observan valores negativos, 39% y 29% respectivamente, por los mismos motivos mencionados en producción y acumulación de stocks.

Exportaciones

Por su parte, las exportaciones revelaron un crecimiento intermensual del 8% y un incremento interanual del 50%, favorecidas por todos los subsectores a excepción de los productos finales agroquímicos. Las empresas manifestaron mayores volúmenes exportados y precios de venta. Por los mismos motivos, el acumulado del año creció un 2%.

Los datos de la muestra de la CIQyP® expresaron que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) tuvieron una recuperación en las tres variables analizadas al compararlas con el mes anterior (4% producción, 5% ventas locales y 36% en exportaciones). En este sentido, la producción aumentó un 13% respecto al mismo mes del año anterior; mientras que el acumulado de año creció un 6%. A su vez, en las ventas locales se observó una baja del 4% en la variación anual y una suba del 1% en la variación acumulada. Por su parte, las ventas externas se mantuvieron constante respecto a abril de 2023, y se desplomaron un 38% en el acumulado.

Durante abril de 2024, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 1% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 4,2% en las importaciones y del 12,2% en las exportaciones.

Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta mostró que durante abril de 2024 tuvo un uso promedio del 58% para los productos básicos e intermedios y del 89% para los productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante abril 2024, alcanzaron los 264 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.083 millones en el primer cuatrimestre del año.

Con respecto a los datos que reflejó el informe mensual,Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que“el sector sigue con la misma dinámica de la industria en general, con una reducción en el uso de la capacidad instalada, con producciones y ventas por debajo de los promedios interanuales, a la espera de la recuperación de la demanda local en algún momento de este año”.

, Redaccion EconoJournal

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Vista Energy importará un segundo set de fractura para acelerar su actividad en Vaca Muerta

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, extendió su vínculo estratégico con SLB luego de firmar un contrato mediante el cual importará un nuevo set de fractura al país, que operará en los bloques de la compañía en Vaca Muerta.

La empresa proyecta alcanzar en el cuarto trimestre de 2024 una producción de 85.000 boe/d y se espera que este segundo set de fractura se sume a las operaciones de Vista en la segunda mitad del año. También, que le otorgue flexibilidad para acelerar su plan aún más, a fin de que Vista pueda cumplir sus metas de producción de 2025 y 2026, informadas al mercado en su último Investor Day.

El acuerdo

La firma se realizó hoy en la sede de SLB, en Houston, entre Juan Garoby, Cofundador y COO de Vista; y Aparna Raman, presidente de la División de Desempeño de Reservorios de SLB.

Garoby afirmó: “Una parte fundamental de nuestro plan de perforación y completación en Vaca Muerta es la incorporación de equipamiento con la más alta tecnología, que nos permita ser más eficientes a la hora de alcanzar nuestros objetivos de producción. La incorporación de un segundo set de fractura nos brindará una mayor flexibilidad para acelerar aún más nuestro plan”.

En esa misma línea, el ejecutivo agregó: “Me complace extender nuestra alianza con SLB, una compañía que nos acompaña desde nuestros inicios y forma parte del One Team, un programa inédito en la industria, ideado por Vista, que busca alinear nuestros objetivos con los de nuestros proveedores de servicios, operando como un solo equipo con foco en el desempeño”.

Por su parte, Arpana aseveró: «SLB se enorgullece de continuar su alianza con Vista y de formar parte de la iniciativa One Team. Juntos estamos implementando tecnologías de vanguardia y soluciones para mejorar la eficiencia operativa, reducir costos y aumentar la producción. SLB está invirtiendo en la Argentina a largo plazo».

En el último Investor Day realizado en el mes de septiembre de 2023, Vista confirmó que, entre 2024 y 2026, planea poner en producción 138 pozos nuevos de shale oil – un 33% de aumento respecto de lo anunciado en el plan anterior- para alcanzar una producción de 100.000 barriles equivalentes por día (boe/d) en 2026. La visión a futuro de la compañía contempla alcanzar en 2030 una producción diaria de 150.000 boe/d.

, Redaccion EconoJournal

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¿En qué consiste el acuerdo entre Enarsa y Enap de Chile para reforzar el abastecimiento de gas natural del norte argentino?

La compañía estatal Energía Argentina (Enarsa) acordó con el gobierno de Chile la importación de gas natural desde ese país para abastecer el Norte argentino. Quien enviará el fluido será la estatal chilena Enap. La medida es para reforzar el abastecimiento y se conoce luego de la escasez que hubo en el país en el mes de mayo. En los hechos, la Argentina importará un total de 128.470.000 de metros cúbicos (m3) de gas natural desde Chile que ingresarán a la provincia de Salta.

Según informó el gobierno chileno, y de acuerdo con las condiciones de la operación, “Engie Energía Chile y Enap Refinerías firmarán un contrato de compraventa de gas natural para exportar los volúmenes dispuestos a Enarsa”, afirma el comunicado del Ministerio de Energía del gobierno de Gabriel Boric.

Gasoducto NorAndino

El transporte de gas natural que enviará Enap a la Argentina se realizará desde el terminal Gas Natural Licuado (GNL) de Mejillones. El fluido irá a través del gasoducto NorAndino, que une la región de Antofagasta en Chile con la provincia de Salta.

Es el mismo gasoducto que en octubre del año pasado la Argentina comenzó a exportar, luego de 17 años, 400.000 m3 por día en condiciones firme hasta abril, según informó la Secretaría de Energía argentina el año pasado.

, Roberto Bellato

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El gobierno autorizó un aumento de un 2% para el precio de los biocombustibles en junio

La Secretaría de Energía actualizó los precios regulados de los biocombustibles para el mes de junio. Como es habitual, la suba impactará en el precio de las naftas y el gasoil. En el caso del bioetanol de caña y de maíz, que se mezclan con las naftas antes de su expendio en los surtidores, la suba fue de 2,1% para las adquisiciones durante el mes de junio. En tanto, para el biodiesel, que se mezcla con el gasoil, el incremento fue de 1,4%.

Las subas para el etanol de caña y maíz fueron instrumentadas mediante la resolución 95, publicada este martes en el Boletín Oficial. Mientras que el incremento del precio del biodiesel se publicó en la resolución 96.

Precios

El precio de adquisición del bioetanol de caña de azúcar, producido en los ingenios del Noroeste argentino, saltó de 622 a 635 pesos por litro. En tanto, el etanol elaborado con maíz, sobre todo en la región del centro del país, pasó de 570 a 582 pesos por litro.

Por su parte, el biodiesel producido a base de aceite de soja destinado a su mezcla obligatoria con el gasoil (el combustible más consumido del país) en mayo tuvo un precio de $ 938.540 por tonelada. Para junio, el precio subió a $ 951,285 por cada tonelada.

Por la Ley 27.640, el biodiesel producido a base de aceite de soja se corta en un 7,5% por cada litro de gasoil y el bioetanol la mezcla obligatoria 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.

Acumulado

Según información de la Secretaría de Energía, desde que asumió el nuevo gobierno de Javier Milei en diciembre del año pasado el bioetanol de caña aumentó 82,4% en siete meses (pasó de $ 348 a $ 635) y el etanol de maíz subió 61,2% (de $ 361 a $ 582) en el mismo período.

En tanto, la cartera a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo subió el precio regulado del biodiesel un 38,4% en siete meses, ya que en el último mes de 2023 la tonelada costaba $ 686.986 y ahora saltó a $ 951.285 en junio.

, Roberto Bellato

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La suba de la tarifa eléctrica en el AMBA es mayor para los hogares de ingresos medios y bajos de menores consumos

Las subas de la tarifa eléctrica que oficializó el gobierno el viernes pasado impacta con más fuerza sobre los hogares ingresos medios (Nivel 3) y bajos (Nivel 2) que registran consumos menores. Por ejemplo, un usuario de Edesur Nivel 3 que demanda 150 kWh mensuales pagará a partir de este mes un 164,6% más, mientras que un hogar Nivel 2 con el mismo consumo tendrá que desembolsar un 110,1% más. A medida que los consumos aumentan, la suba porcentual es un poco menor.

Por su parte, los hogares de ingresos altos en esta oportunidad afrontarán los menores aumentos. Si bien para ellos también subió el precio de la energía, el incremento porcentual fue menor porque ya venían pagando significativamente más que el resto ya que recibían un subsidio menor.

EconoJournal tomó tres ejemplos aleatorios de hogares del área de concesión de Edesur y calculó cuánto es el aumento en los tres segmentos de ingresos en los que se divide la segmentación. Las cifras absolutas se informan sin sumar los impuestos, los que encarecerán la boleta final cerca de un 30% más.

Hogares de ingresos bajos (Nivel 2)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 783,43 pesos de cargo fijo y 1853,25 pesos de cargo variable (150 x 12,355 pesos), lo que arroja un total de 2636,68 pesos mensuales. Ahora pagará 783,43 pesos de cargo fijo y 4756,65 de cargo variable (150 x 31,71). En total, suma 5540,08 pesos, un 110,1% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 354,7%.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 5651,9 pesos de cargo fijo más 8235 pesos de cargo variable (450 x 18,3 pesos). Eso arroja un total de 13.886,9 pesos. Ese mismo hogar ahora seguirá pagando 5651,9 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 22.144,75 pesos de cargo variable. Eso se debe a que desembolsará 13.180,65 pesos por los primeros 350 kWh (350 x 37,659) y 8964,1 por los 100 kWh restantes (100 x 89,641). En total, pagará 27.796,65 pesos, un 100,1% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 561,2%.

Hogar R5 que consume 650 kWh por mes: pagaba 24.910,6 pesos de cargo fijo más 20.433,4 de cargo variable (650 x 31.436). En total sumaba 45.344 pesos. A partir de este mes seguirá pagando 24.910,6 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 48.609,4 pesos de cargo variable. Desembolsará 17.777,2 pesos por los primeros 350 kWh (350 x 50,792) y 30.832,2 por los 300 kWh restantes (300 x 102,774 pesos). En total, deberá pagar 73.520 pesos, un 62,1% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 480,7%.

Hogares de ingresos medios (Nivel 3)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 783,43 pesos de cargo fijo y 1984,5 pesos de cargo variable (150 x 13,23 pesos), lo que arroja un total de 2767,93 pesos por mes. Ahora seguirá pagando 783,43 pesos de cargo fijo y 6540 pesos de cargo variable (150 x 43,60 pesos). En total, suma 7323,43 pesos, un 164,6% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 511,4%.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 5651,9 pesos de cargo fijo más 11.459,55 pesos de cargo variable. Por lo primeros 400 kWh pagaba 7672 pesos (400 x 19,18 pesos) y por los restantes 50 kWh sumaba 3787,55 (50 x 75,751 pesos). Eso arroja un total de 17.111,4 pesos. Ese mismo hogar ahora seguirá pagando 5651,9 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 30.230,25 pesos de cargo variable. Eso se debe a que desembolsará 12.302,25 pesos por los primeros 250 kWh (250 x 49,209) y 17.928 por los 200 kWh restantes (200 x 89,641). En total, pagará 35.882,15 pesos, un 109,7% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 654,9%.

Hogar R5 que consume 650 kWh por mes: pagaba 24.910,6 pesos de cargo fijo más 34.665,8 pesos de cargo variable. Por los primeros 400 kWh desembolsaba 12.924,8 pesos (400 x 32.312 pesos) y por los restantes 250 kWh otros 21.741 pesos (250 x 86.964 pesos). En total, pagaba 59.576,4 pesos. A partir de este mes seguirá pagando 24.910,6 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 56.694,6 pesos de cargo variable. Desembolsará 15.585 pesos por los primeros 250 kWh (250 x 62,342) y 41.109,6 pesos por los 400 kWh restantes (400 x 102,774 pesos). En total, deberá pagar 81.605,2 pesos, un 36,9% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 355,2%.

Hogares de ingresos altos (Nivel 1)

Hogar R1 que consume 150 kWh por mes: venía pagando 783,4 pesos de cargo fijo y 10.182 pesos de cargo variable (150 x 67,88 pesos). En total, desembolsaba 10.965,4 pesos. Ahora seguirá pagando 783,4 pesos de cargo fijo, pero pagará 12.553,95 pesos de cargo variable (150 x 83,693), lo que suma 13.337,35 pesos, un 21,6% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 219,7%.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 5651,9 pesos de cargo fijo más 33.223,95 pesos de cargo variable (450 x 73.831 pesos). Eso arroja un total de 38.875,85 pesos. Ese mismo hogar ahora seguirá pagando 5651,9 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 40.338,45 pesos de cargo variable (450 x 89.641 pesos). En total, pagará 45.990,35 pesos, un 18,3% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 251,8%.

Hogar R5 que consume 650 kWh por mes: pagaba 24.910,6 pesos de cargo fijo más 56.526,6 pesos de cargo variable (650 x 86,964 pesos). En total, desembolsaba 81.437,2 pesos. A partir de este mes seguirá pagando 24.910,6 pesos de cargo fijo, pero pasará a pagar 66.803,1 pesos de cargo variable (650 x 102.774 pesos). En total, deberá pagar 91.713,7 pesos, un 12,6% más. Si se compara con lo que pagaba en enero la suba acumulada llega al 260,2%.
, Fernando Krakowiak

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YPF Luz montó los primeros aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle

YPF Luz montó los primeros cinco aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, de 155 megawatts (MW) de capacidad instalada, que la compañía construye en Córdoba. Cada montaje implicó la instalación de cinco tramos de torres para alcanzar los 125 metros de altura de cada aerogenerador. Luego se instaló la góndola, el tren de potencia, el hub y por último, el set de palas que tienen un largo aproximado de 79 metros. “Se trata de un hito significativo en la industria, debido a que son los más grandes de Latinoamérica”, destacaron desde la firma.

Los equipos

Cada aerogenerador montado tiene una potencia de 6,2 MW, pesa 395 toneladas y tiene una altura total de 204 metros. Para llevar a cabo toda la logística se utilizó una grúa especial de 600 toneladas, asistida por otros equipos de menor tamaño, que dieron soporte a las maniobras de armado y ensamble.

Hasta la fecha, el proyecto lleva empleadas más de 700.000 horas de trabajo. Las condiciones de viento y atmosféricas fueron monitoreadas permanente para poder realizar el montaje dentro de la franja de seguridad aceptable.

“Este es un nuevo hito para nuestra compañía, que fue posible gracias al profesionalismo y trabajo articulado de todas las áreas involucradas en el proyecto. Sentimos una gran satisfacción al ver materializado este desafío. El montaje de los primeros aerogeneradores nos impulsa a seguir trabajando para ver el parque puesto en funcionamiento y superar todos los desafíos hasta ver la meta cumplida”, expresó Gonzalo Seijo, gerente de Ingeniería y Proyectos de YPF Luz.

La misma secuencia se implementará para los 20 aerogeneradores restantes que tendrá el parque en total. Luego comenzarán las actividades de terminación mecánica, pruebas y puesta en funcionamiento.

Características del Parque Eólico General Levalle

• Inversión: US$ 262 millones.

• Factor de capacidad: de 51,7%

• Potencia instalada: 155 MW.

• General Levalle I: 62 MW – 10 aerogeneradores.

 • General Levalle II: 93 MW – 15 aerogeneradores.

• Empleo en etapa de obra: 200 personas promedio, 400 en pico de obra.

• Superficie: 4.360 hectáreas.

• 350.000 TN CO2 evitadas de dióxido de carbono por año.

• Energía equivalente a las necesidades de 190 mil hogares.

• 1 subestación para conectar ambos parques al sistema interconectado nacional a través de una línea de 66 kV y de 132 kV que se vinculan a la ET Levalle de EPEC.

Características de los aerogeneradores

• Tecnología: Vestas (modelo).

• Capacidad instalada: 6,2 MW.

• Dimensiones: altura torre: 125m – Largo de pala de 79,35m. Altura total 204 metros.

• Peso: 360 toneladas.

, Redaccion EconoJournal

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Steven Koonin: “Vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado detenidamente en términos de costo, estrategia y consecuencias”

Steven Koonin, físico teórico estadounidense y ex subsecretario de Ciencia del Departamento de Energía durante la administración de Barack Obama, compartió su mirada sobre el cambio climático y las implicancias de las acciones que están llevando adelante los países a fin de combatirlo.

En su libro “El clima: no toda la culpa es nuestra”, Koonin brinda un análisis no alarmista sobre el calentamiento global en el que analiza cuál es la incidencia que tiene la actividad humana y cuestiona lo que cree la sociedad respecto a lo que dice la ciencia sobre el tema. 

Hace unos días viajó a la Argentina invitado por el Grupo Techint para participar de una reunión de transición energética que organizó el Grupo con directivos de sus empresas industriales provenientes de varios países del mundo -principalmente de la Argentina, Brasil, Chile, Estados Unidos, Italia, Medio Oriente, México, una iniciativa que atraviesa transversalmente a todas las unidades de negocio que integran la compañía (Tecpetrol, Ternium, Tenaris, Techint Ingeniería y Construcción, Tenova). En diálogo con EconoJournal y La Nación, el físico advirtió que hay regiones que se encuentran en desarrollo y que resulta necesario que utilicen sus recursos para abastecerse de energía. A su vez, se refirió al proceso de transición y expresó: “Vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado detenidamente en términos de costo, estrategia y consecuencias”. 

La propuesta de Koonin es cancelar el concepto de crisis climática, puesto que indica que aún no hay una crisis, pero que sí se debe reconocer el desafío que implica reducir las influencias humanas. También, que no se debe limitar el suministro de energía del mundo en desarrollo, sino que se debe promover el crecimiento y la resiliencia de los países y que se deben hacer mejores representaciones de la ciencia y las tecnologías ante los no expertos.

¿Cuál es el análisis que realiza sobre el cambio climático?

–Primero, la ciencia no dice lo que la mayoría de la gente piensa que dice. Las personas reciben una ciencia filtrada a través de resúmenes políticos, a través de los medios. Segundo, no hay una crisis climática. La ciencia dice que esto tal vez sea un problema, pero que no es algo que sea tan serio como para tener precedencia sobre muchos otros problemas que el mundo tiene hoy. Tercero, me parece que nos estamos tirando de cabeza y vamos hacia un intento de tratar de transformar el sistema de energía sin haberlo pensado detenidamente en términos de costo, estrategia y consecuencias no anticipadas. 

¿Los gobiernos están observando el cambio climático? 

–Sí, están observando el cambio climático en lugar de observar que hay gente que no puede comer o en lugar de observar la pobreza. Por ejemplo, hay 3.000 millones de personas de los 8.000 millones que hay en el mundo que hoy utilizan menos electricidad que la heladera estadounidense promedio. La persona promedio en Nigeria utiliza una trigésima parte de la energía que la que se usa en Estados Unidos en los refrigeradores. Creo que cualquier persona que haya trabajado o haya visitado estos países, que poseen deficiencia de energía, tiene una idea de lo difícil que es la vida sin una fuente de energía adecuada. Entonces yo diría que la primera prioridad, si a uno le interesa la raza humana como un todo, sería asegurar de que esa gente tenga la energía suficiente. Esta parte de la región todavía está en desarrollo y necesita empezar a usar recursos para generar energía. 

Reducción de emisiones en la Argentina

Koonin también se refirió a las políticas que llevan adelante las empresas del sector energético a fin de reducir las emisiones de dióxido de carbono y reducir el impacto ambiental. En esa línea, reflexionó sobre las iniciativas de reducción de emisiones que se quieren aplicar en la Argentina.

Nuestro país en este momento está tratando de poner en valor Vaca Muerta, un play de no convencional muy importante. Las empresas que están produciendo petróleo en esta formación están lanzando programas de cero emisiones para llevar a cabo este proceso de manera rápida. ¿Es correcta esta visión o se debería tratar de producir lo máximo posible primero?

–Las empresas van a terminar emitiendo o lo harán los clientes que usen ese petróleo. Ya sea que se trate de nafta o de combustible diésel. En una empresa como British Petroleum, donde yo trabajé, las emisiones del procesamiento del petróleo eran solamente el 10% de las emisiones totales del producto. Ahora, con respecto a si deberían estar haciendo esto o no, el petróleo es un commodity, entonces, más bien se trata de la actividad económica a través de una empresa, más que dar suministro al mundo. Creo que hay que verlo desde esa perspectiva. Si no lo hicieran, habría un poco menos en el mercado, alguien podría producir un poco más y como resultado de eso el precio podría subir un poco.

Hay algunos consumidores que demandan energías más limpias, que la producción sea más limpia. 

–Sí, claro. Está bien. La gente quiere hacer eso, pero se trata de una cuestión de cuánto dinero extra quieran pagar. Por eso, los estudios en los Estados Unidos y en Europa muestran que la gente está más que dispuesta a apoyar la Agenda Verde en lo abstracto. Pero en lo que tiene que ver con pagar por semana o por mes no está esa misma disposición.

 –¿Cree que hay espacio para todas esas iniciativas?

–Sí, claro. Si se puede ganar dinero haciendo eso, ¿por qué las empresas no lo harían? Una vez que se dan cuenta de que no están salvando el planeta, la diferencia no es muy importante. O sea, sólo se trata de algo que te puede hacer sentir bien. 

En cuanto al desarrollo global, algo que se ha planteado es que en cada país debería encontrarse la manera de poder desarrollar los recursos energéticos. ¿Eso implica desarrollar todas las fuentes disponibles, desde el carbón hasta la renovables, o hay alguna condición de borde que habría que atender en este momento?

–Creo que es muy difícil para la comunidad internacional decirle a un país qué es lo que no se puede hacer en lo que tiene que ver con la energía y con lo que respecta a la disponibilidad. El científico, Roger Pinckham, ha hecho un estudio sobre lo que se llama la Ley de hierro de la energía que tiene que ver con esto. Los países van a hacer lo que necesiten hacer para obtener energía. Entonces, es un shock para mí cuando, por ejemplo, el Banco Mundial le dice a Vietnam que no va a financiar una planta de carbón porque contamina. Creo que Vietnam necesita tanta energía como pueda tener.  Y si el Banco Mundial le dice que no, China va a intervenir y lo van a terminar haciendo igual. Creo que es muy difícil decirle a un país qué hacer a menos que puedan hacer la diferencia. Y de hecho lo dicen, si escuchan a Modi en India, él dice “vamos a hacer lo que tengamos que hacer para obtener energía”. 

¿Cuál es la recomendación que tiene para la Argentina? ¿Qué es lo que se debería hacer?

–Yo no conozco cuál es la situación energética argentina. Sí sé que tienen tres plantas nucleares en operación. Si lo que quieren es reducir las emisiones en electricidad, creo que esa es una muy buena alternativa. Una pequeña planta nuclear. No sé hasta qué punto están utilizando energía eólica, pero tienen que recordar que si producen este tipo de energía necesitan algún tipo de backup también. Y eso representa un costo extra si quieren reducir el uso del gas o las plantas de carbón. Con respecto al transporte, mi sensación es que las distancias son muy grandes, entonces la electrificación no es algo muy fácil. 

Uno de los problemas que vemos en los Estados Unidos y en Europa es que la gente que realmente comprende el sistema de energía, que lo desarrolla, que lo opera, queda fuera de las discusiones acerca de cómo debería evolucionar, es decir, los expertos técnicos. Y creo que, si involucramos a esas personas, que muchas veces son gente de buena voluntad, sería algo muy positivo.

Impuestos

Koonin también analizó los pormenores de los impuestos al carbono y dio cuenta de cuáles son las razones que poseen los actores del sector para producir energía más limpia.

Muchos países están aplicando medidas como el impuesto al carbono, ¿esto se puede justificar en alguna situación? ¿Tiene sentido para los países en desarrollo?

–En el caso de países en desarrollo no. Creo que en países desarrollados el problema con el impuesto al carbono se puede explicar porque hay tres cosas que se deberían estar haciendo y no se hacen.  Una es que tiene que ser predecible. No necesariamente constante, pero predecible. Lo segundo es que tiene que ser universal, en todos los aspectos de la economía, porque en los transportes no hace mucha diferencia tener un impuesto al carbono. Lo tercero es pensar qué se va a hacer con el dinero. En los Estados Unidos tenemos una cantidad bastante significativa de dinero, estamos hablando de 6.000 millones de toneladas de CO2 por año a 40 dólares por tonelada, lo que representaría 240.000 millones de dólares. Es mucho dinero. Incluso para los Estados Unidos es mucho dinero. Ahora, ¿vamos a confiar en el Congreso para distribuir razonablemente esa suma? No. 

También, está el espacio internacional donde hay impuestos en los países y eso hace que los bienes sean más caros. Eso ya no sé cómo se arregla. La gente habla de ajustes en la frontera, pero me parece a mí que es una perspectiva bastante complicada.

¿Qué análisis realiza sobre la administración de Joe Biden?

–Creo que muchas de las políticas han sido mal planeadas y mal pensadas. Por ejemplo, la Ley de reducción de la inflación. Grandes subsidios para energía solar y eólicas, cuando esos tipos de energías ya son las más baratas y no tiene sentido subsidiarlas. También, las restricciones en las exportaciones de gas natural, algo totalmente contraproducente. Creo que las partes de investigación y desarrollo de esa ley son buenas. Tendrían que poner dinero de investigación y desarrollo en energía nuclear, en almacenamiento de la energía, en informática de la red. Creo que todo eso es bueno, pero hay demasiada eólica y creo que subsidiar vehículos eléctricos tampoco es algo que valga la pena. Nadie quiere comprarlos. Creo que es totalmente político. 

Exportación de LNG

Por último, Koonin brindó su análisis sobre las políticas implementadas por el gobierno de Joe Biden y el freno de Estados Unidos al otorgamiento de nuevos permisos de exportación de Gas Natural Licuado.

Respecto al freno de en cuanto al otorgamiento de nuevos permisos de exportación de LNG, ¿cuánto de esa decisión tiene que ver con la política?

–Eso es algo totalmente político. Todo el mundo sabe que después de las elecciones eso va a cambiar, pero ahora sí causa problemas porque los negocios quieren tener tanta certeza como puedan a la hora de realizar sus inversiones, que duran múltiples décadas. Entonces esto realmente tiene una influencia en la voluntad de hacer esas apuestas. Creo que el aprovechamiento de las reservas estratégicas de gasolina lo están liberando para mantener los precios baratos para el verano. Lamento mucho que esté haciendo esto. 

Muchas personas hablan sobre los efectos del cambio climático. ¿Cómo observa esto? 

–Los medios se suben a todas las posibles catástrofes y plantean que es un tema climático. Hace dos veranos tuvimos muchas inundaciones en Pakistán. Mucha gente falleció. Dos días después del evento, el ministro de Medio Ambiente de Pakistán salió en la televisión y dijo que fue por el CO2 y que se les debía dinero por eso. También dijo que fueron las peores inundaciones que tuvieron desde 1960. Los británicos tenían registros desde 1850 y el monzón de ese año no fue particularmente infrecuente si lo comparamos con los años anteriores. Lo que lo hizo diferente esta vez es que las montañas en Pakistán habían sido privadas de árboles. Entonces hubo muchísima más gente que vivía en planicies que se podían inundar y donde no deberían haber estado. Entonces, por supuesto, la catástrofe fue causada por humanos, pero no lo hizo nada de orden climático. Eso tiene que ver con la mala infraestructura. Con el incendio de Maui ocurrió lo mismo. El peligro existía. Había mucha vegetación. Había reportes. La gente que vivía ahí decía que era un peligro. Y el evento climático que lo precipitó no era inusual. Los medios se suben a eso. Lo hacen porque como noticia es maravilloso y lo propagan.

¿Cuál es el mensaje que tiene para los jóvenes que es el grupo que está detrás de esta agenda de transformar radicalmente la manera en la que producimos energía en el mundo? Cuando analiza la situación climática, ¿qué es lo que le preocupa?

–Yo veo el registro histórico. Durante los últimos 120 años, hemos visto tanto calentamiento como el que las Naciones Unidas está proyectando, es decir, 1.3 grados. En los últimos 120 años, la humanidad ha prosperado como nunca antes en su historia. La esperanza de vida pasó de 52 a 73 años. El PBI per cápita crece por siete. La tasa de alfabetismo crece hasta el 80%. Las tasas de muerte por clima extremo bajaron en un factor de 50, a pesar o tal vez por el calentamiento global. No pienso que otros 1.3 grados vayan a descarrilar todo esto. 

Las sociedades funcionan. Nos adaptamos. Yo le pregunté a los expertos qué es lo que realmente les preocupaba y no pueden dar una buena respuesta. Dicen que va a pasar algo malo, pero que no saben qué será ni cuándo va a pasar. Hay todo un abanico de cosas malas. Es muy difícil imaginar algo en la escala de una pandemia, un asteroide, una llamarada solar. Creo que tenemos que desarrollar la mayor parte de la humanidad al punto de que sean más resilientes. Hay cosas que nos complican, pero tenemos que saber manejarlas y adaptarnos. Creo que manejamos bien la pandemia. 

¿Qué le decimos a los jóvenes? No se crean todo lo que escuchan. Esto uno lo aprende cuando se hace mayor. La humanidad mejora y mejora. Si quieren cambiar el sistema energético por preocupaciones con el clima, más vale que lo entiendan primero. Yo enseñaba en NYU, a nivel máster, un curso de clima y uno de energía, y allí utilizaba solamente material oficial. Datos, observaciones, modelos. En las clases cuando los estudiantes salían se iban con los ojos abiertos. Eso es lo que yo haría. En el caso de la gente joven, yo tenía un alumno de 16 años que estaba absolutamente convencido que se venía al fin del mundo y yo le dije que lo debía mandar a otros lugares para que vea cómo viven allá.

, Redaccion EconoJournal

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Genneia invertirá 250 millones de dólares para construir dos parques solares en Mendoza

Genneia, la empresa dedicada a las energías renovables en la Argentina, se reunió con el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, para compartir el nuevo plan de inversiones de la compañía en la provincia que contempla la construcción de dos parques solares y una inversión de 250 millones de dólares.

Uno de los parques estará ubicado en el departamento de Malargüe y contará con 93 megawatts de capacidad instalada y con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Esta obra requerirá una inversión total de US $90 millones de dólares. Asimismo, se construirá el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, que contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas y requerirá una inversión de 160 millones de dólares.

“Este plan incluye dos proyectos solares que le permitirán a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), respondiendo a la alta demanda corporativa por energía verde”, destacaron desde Genneia.

El anuncio se llevó adelante en la Casa de Gobierno de la provincia de Mendoza y contó con la presencia de los directivos de Genneia encabezado por Jorge Brito, en representación de los accionistas; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros de la compañía. Por parte de las autoridades provinciales, estuvieron presentes el gobernador Cornejo, junto a Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Los proyectos

Estos proyectos evitarán la emisión de casi 300 mil toneladas de gases de efecto invernadero a la atmósfera y abastecerán de energía limpia a más de 160.000 hogares. En el aspecto social, se prevé que la construcción de ambos parques solares demande alrededor de 1.200 empleos en los picos de obra, y genere la formación de recursos humanos especializados para la operación y el mantenimiento de dichas operaciones, fortaleciendo además a la cadena de valor local.

Asimismo, ambos proyectos, los primeros a gran escala en la provincia, acompañan la diversificación productiva encarada por el gobierno, que se encuentra embarcada en una fuerte estrategia de transición energética, que acompaña los desarrollos mineros, remarcaron desde la firma.

“Le damos la bienvenida en la provincia a Genneia, la empresa líder en energías renovables en el país”, afirmó Cornejo. También expresó que “estas inversiones son fundamentales para posicionar a la provincia como líder en la transición energética y demuestra claramente el compromiso de Mendoza con el desarrollo económico y social, en armonía con el cuidado del ambiente”.

En esta línea, Andrews manifestó que “desde la compañía nos sentimos orgullosos de anunciar este plan de inversiones por 250 millones de dólares en la provincia de Mendoza, lo que marca claramente nuestra apuesta por seguir creciendo y mantener nuestro liderazgo en el apoyo a la transición energética, a la descarbonización de la industria y a la generación de empleo local”.

A principios de este año, Genneia alcanzó 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un logro nunca antes visto en nuestro país, el cual contribuye fuertemente a la descarbonización de la matriz energética argentina, colaborando con los compromisos de Argentina a nivel internacional.

, Redaccion EconoJournal

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La importancia de las normas técnicas para el avance de las redes inteligentes en Latinoamérica

La digitalización de las redes y ciudades de Latinoamérica es uno de los grandes desafíos para avanzar en la transición energética. Si bien la digitalización en la región avanza a un paso más lento que en otros lugares, el sector público y el sector privado van confluyendo para acelerar el ritmo de despliegue, como quedó demostrado la semana pasada en Bariloche en el III Simposio CIER sobre “Redes y Ciudades Inteligentes”, organizado por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Ocho países miembros del organismo realizaron un informe de diagnóstico sobre redes inteligentes en Latinoamérica y la CIER aspira a que todos los países participen en un segundo reporte sobre los pasos a seguir para su despliegue.

Un punto central para el despliegue de las redes inteligentes será lo relativo a las normas técnicas para la implementación y utilización de la medición inteligente. No existen normas regionales aún, pero sí en algunos países. Colombia fue el primero en adoptar una normativa para la medición inteligente y sigue siendo una referencia para el resto de la región, según Jairo Miguel Vergara, consultor en Medición Inteligente y Gestión de Datos de Medidores para Sudamérica de Siemens.

“Chile acogió parte de esa norma, Perú la está analizando y Argentina también. De eso se trata, de construir una norma para que otros países no tengan que hacer el mismo recorrido que hicimos aquí en Colombia y aprovechen todo eso que ya hemos evolucionado”, explicó Vergara a EconoJournal desde Bariloche.

Normas técnicas y recursos distribuidos

La primera norma sobre medición inteligente en Colombia fue elaborada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) y aprobada en 2014. La norma fue actualizada sucesivamente, con una tercera actualización en vías de aprobación para 2025 o 2026. El ICOTEC cuenta con un grupo especializado en Infraestructuras de Medición Avanzada, abocado a todo lo relacionado con la medición inteligente.

“Es una norma que se crea en consenso, en la que participan empresas distribuidoras, comercializadoras, laboratorios, proveedores, universidades y centros de investigación. Realmente es un comité que está abierto para construcción colectiva”, contó el especialista.

La implementación de normas técnicas nacionales constituyen un primer paso necesario en la región para lograr un salto en el despliegue de las inversiones en medición inteligente. Un segundo paso es definir cierta racionalidad en los incentivos económicos a la inversión. “Las empresas distribuidoras piden a nivel de regulación que se ofrezcan incentivos, para apalancar las inversiones a través de la tarifa, y los reguladores le dicen a las empresas que les van a financiar pero no el 100%, porque las distribuidoras también tienen beneficios directos”, explicó Vergara.

Otro factor que empuja a la digitalización y modernización de las redes es el crecimiento de los recursos energéticos distribuidos, como los paneles solares y las baterías. “Nuestras redes de baja tensión no están preparadas aún para tener inyecciones bidireccionales”, afirmó.

Soluciones en medición inteligente

La medición inteligente implica un cambio paradigmático para las redes en general y el sector de distribución en particular porque generan más datos sobre consumo y generación de electricidad que permiten a las distribuidoras hacer más eficiente la planificación y la prestación del servicio. Para esto, los medidores inteligentes requieren de software para automatizar el procesamiento, la lectura y el transporte y almacenamiento de esos datos.

Empresas como Siemens ofrecen soluciones de software de tipo Meter Data Management (MDM) para administrar los datos de los medidores inteligentes. Son softwares que se encargan de centralizar, validar y reparar los datos.

“Cuando se despliega la medición inteligente para grandes compañías distribuidoras, de un millón de clientes para arriba, ahí no habrá una sola tecnología o un solo proveedor de medidores inteligentes, sino que habrá dos, tres, cuatro, cinco proveedores diferentes. El MDM es el responsable de, sin importar que existan todas estas marcas de medidores inteligentes, que la data sea concisa y estandarizada para el uso a nivel de la empresa, para aprovechamiento a nivel interno. Entonces los datos del MDM son muy importantes para la utilidad y para la empresa de servicios, porque de ahí se empiezan a sacar valor agregado”, explicó el especialista de Siemens.

En la Argentina, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) comenzó a implementar el software MDM de Siemens hace tres años. “Ya esta operativo y EPEC se ha vuelto un referente a nivel de Argentina”, agregó.

, Nicolás Deza

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“Brasil enfrenta una crisis de demanda que frena el desarrollo de la industria eólica”

En la actualidad, Brasil cuenta con 31,1 gigawatts (Gw) de potencia eólica instalada, repartidos en 1.043 parques de 12 estados. De ese total, 29,95 Gw se encuentran en plena operación comercial y 1,2 Gw aún están en una instancia de prueba.

Sin embargo, desde la Asociación Brasilera de Energía Eólica (ABEEólica) prevén que, por primera vez desde 2009, una desaceleración en la instalación de la tecnología. En 2023, indican, el crecimiento sectorial fue de 4,8 Gw, mientras que esta temporada se espera que llegue a 2,5 Gw, una media de expansión similar a la de los años 2020, 2021 y 2022.

En diálogo con EconoJournal, la vicepresidenta del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC, por sus siglas en inglés) y presidenta ejecutiva de ABEEólica, Elbia Gannoum, Elbia Gannoum, advierte: “Este sector en Brasil enfrenta una crisis de demanda en la cadena de valor”. La directiva explica que el problema está presente en todos los eslabones de producción de la industria, abarcando tanto el segmento de producción de energía como el de fabricación de bienes de suministro.

Esta crisis, remarca, queda más expuesta por el lado de los equipos, desde la venta de generación hasta el pedido de la fábrica por los componentes. “Desde mediados de 2022 lo que sucede es que las empresas generadoras de energía no vienen firmando contratos de venta, ni están haciendo un pedido a la fábrica de turbinas. Esto se traduce en la falta de demanda que sufren los proveedores de equipos, y luego el problema se expande a toda la cadena productiva”, resume.

Desde su óptica, la situación afecta puntualmente a los proyectos más recientes, con nuevas solicitudes y ventas de energía. Esto explica la previsión de desaceleración del sector eólico brasilero, ya que las instalaciones que están entrando en operación hoy en día realizaron sus pedidos de equipos antes de 2022.

Crisis de demanda

De acuerdo con la ABEEólica, esta crisis de demanda es la principal barrera que encuentra la energía eólica en Brasil, sobre todo pensando en el corto y mediano plazo, lo que suscita una gran preocupación para el sector privado y para el propio Gobierno federal.

Para la presidenta ejecutiva de la asociación, esta problemática se debe a que la economía brasileña ha tenido un “desempeño débil” en los últimos años. “A eso se suma que hubo un fuerte crecimiento de la generación distribuida en el país y muchos usuarios dejaron de consumir de la red”, justifica.

Sin embargo, Gannoum estima que la crisis energética solo afectará en el corto plazo al sector eólico, ya que los inconvenientes responden más a la coyuntura actual que a factores más profundos. ”Esperamos que la situación se regularice pronto. Con todo lo que Brasil está preparando dentro de la reforma industrial que ha sido anunciada, nos permitimos pensar en una rápida mejora. Imagino que en la segunda mitad del año empezaremos a notar una recuperación, pero la misma no será inmediata”, reconoce.

Cabe recordar que, desde enero de este año, la nación vecina cuenta con el documento “Nova Indústria Brasil”, una política industrial que busca «impulsar el desarrollo local» a partir de la sostenibilidad e innovación, con metas a 2033. Entre las áreas destacadas en este texto aparecen la producción de bioenergía y de fabricación para equipos de generación renovable.

No obstante, Gannoum advierte que muchas fábricas brasileñas de componentes que ya vienen teniendo problemas en ese sentido no pueden esperar a que lleguen las soluciones planteadas, y por eso están tomando la decisión de despedir empleados.

Entre las posibles respuestas inmediatas a la crisis, la directiva destaca la regulación de la medida provisional que extendió los plazos de incentivos de la TUST/TUSD y prevé una reducción de la tarifa de energía, además de la aprobación de proyectos de ley como el que regula el mercado de carbono, el marco del hidrógeno verde y la actividad eólica offshore. “A mediano plazo, en tanto, el desafío es aumentar la demanda de energía y mejorar la transmisión. Para ello, es necesario que la economía vuelva a crecer, favoreciendo que el Gobierno realice nuevos concursos de transmisión”, completa.

, Julián García

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Offshore: convocan a audiencia pública para evaluar el impacto ambiental de un proyecto de exploración de Shell y Qatar Petroleum

El gobierno convocó a una nueva audiencia pública para analizar la Evaluación de Impacto Ambiental que realizó Shell sobre las áreas marítimas 107 y 109 de la Cuenca Argentina Norte, ubicadas a 198 kilómetros de la ciudad de Mar del Plata. La instancia pública se llevará a cabo de forma virtual el día 3 de julio de 2024 a partir de las 10.00.

La participación se realizará mediante una plataforma digital y su desarrollo se transmitirá en simultáneo en el sitio web correspondiente, al que se podrá acceder desde la página web de la Subsecretaría de Ambiente a través del siguiente link.

Explotación offshore

Los bloques que posee Shell, junto con su socio estratégico Qatar Petroleum, son de exploración de frontera. Se encuentran en el borde de la plataforma continental y tienen un área de 8.341 kilómetros cuadrados (km2) y 7.860 km2, respectivamente. Se extienden en zonas de aguas profundas desde los 200 a los 2.500 metros de profundidad.

Luego de los procesos de aprobación regulatoria, Shell contará con un 60% de interés en las licencias de exploración y será el operador. Mientras que Qatar Petroleum tendrá el restante 40% de participación.

, Loana Tejero

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YPF recibió más de 60 ofertas por sus campos maduros

YPF informó que hoy se cerró la instancia de recepción de ofertas para sus bloques convencionales y que en este proceso competitivo recibió más de 60 ofertas de más de 30 compañías nacionales e internacionales.

Durante las próximas dos semanas, la petrolera bajo control estatal analizará las propuestas recibidas e iniciará las negociaciones finales tendientes a la firma de los acuerdos para la transferencia de los activos durante el segundo semestre.

Proyecto Andes

“Todo este proceso lo lleva adelante el Banco Santander junto a YPF como forma de garantizar la transparencia e independencia de las decisiones que se tomen”, remarcaron desde la compañía. El Proyecto Andes se extiende a 30 áreas convencionales agrupadas en 11 clústeres ubicadas en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut.

Es de destacar que todos los clústeres recibieron ofertas y generaron interés por las empresas participantes. Esta iniciativa es uno de los cuatro ejes del plan estratégico de YPF y busca optimizar el portafolio del Upstream, concentrando la inversión en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas y sean más acordes a su escala.

, Redaccion EconoJournal

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YPF construirá un ducto para que el gas de Vaca Muerta llegue a la meseta de Añelo

YPF construirá un gasoducto de 14 kilómetros entre Tratayén y la meseta de Añelo para habilitar el abastecimiento de gas a los barrios e industrias radicadas al norte de la ciudad. La obra permitirá que el servicio pueda llegar a cientos de familias de forma segura, ampliando la infraestructura para hacer sustentable el desarrollo de Vaca Muerta, según destacaron desde la petrolera bajo control estatal.

El anuncio lo realizó hoy el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, durante un encuentro de la Mesa de Infraestructura de Vaca Muerta, del cual participó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa y otras operadoras del sector.

En base a esta iniciativa Gallino sostuvo: «Vengo a ratificar un compromiso de nuestro presidente y CEO, Horacio Marín, de hacer esta obra que no sólo permitirá llevar gas a los habitantes de Añelo, sino que generará las condiciones para la instalación de empresas y crear nuevas oportunidades». 

Asimismo, aseguró: «Esto es una apuesta a futuro, pensando en una Argentina que necesita desarrollar sus recursos para convertirse en una potencia energética».

El tanto, el gobernador Figueroa aseveró que «este paso que da YPF en trabajar por la sustentabilidad social lo aplaudimos, lo agradecemos y lo señalamos como un acierto».

Por su parte, el intendente de Añelo, Fernando Banderet, sostuvo que «esta es una obra muy necesaria y esperada para Añelo, que permitirá que cientos de familias puedan acceder al gas».

También expresó: «Agradecemos el compromiso de YPF de iniciar esta infraestructura fundamental para nuestro desarrollo».

El proyecto

El proyecto ejecutivo de la obra se encuentra en elaboración. Contemplará un gasoducto de 6 pulgadas que conectará la zona productiva de Vaca Muerta en el yacimiento Loma Campana con la meseta de la localidad de Añelo.

Este ducto tendrá capacidad para abastecer no sólo el consumo domiciliario de la zona junto al potencial crecimiento urbano, sino que permitirá la radicación de comercios o empresas que utilicen el gas como materia prima dinamizando la economía de la zona.

La construcción de la red de distribución, las conexiones y abastecimiento de gas quedarán a cargo de la empresa u organismo que tome la distribución del servicio.

«Con esta obra, YPF impulsa el desarrollo de las comunidades en donde está presente su operación, en busca de una mejora en la calidad de vida y las oportunidades de sus habitantes», remarcaron desde la compañía. 

, Redaccion EconoJournal

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TotalEnergies comenzó a perforar un nuevo yacimiento de gas en la Cuenca Austral

TotalEnergies comenzó las actividades de perforación, para su posterior conexión, de los tres pozos productores de gas natural del Proyecto Fénix, el desarrollo gasífero costa afuera operado por la compañía e impulsado junto a sus socios, Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy.

La unidad inició la perforación del primero de los tres pozos horizontales el 24 de mayo, dando comienzo a la última etapa antes de la puesta en producción del proyecto. Las actividades de perforación y completación se extenderán aproximadamente por siete meses, de acuerdo con el cronograma.

“El jackup rig – nombre técnico que recibe la plataforma de perforación Noble Regina Allen -llegó al país concluyendo exitosamente un traslado transoceánico de más de 14.000 kilómetros desde el Mar del Norte en solo 35 días, a bordo de un buque de carga pesada. Al arribar, fue descargado en la zona de operación del proyecto”, destacaron desde la firma que opera el proyecto.

Frente a este escenario, Manfred Boeckmann, managing director de Wintershall Dea Argentina, aseveró que “tras la exitosa instalación de la plataforma de producción en febrero y el extenso y detallado trabajo de preparación para la campaña de perforación en los últimos meses, estamos entusiasmados de comenzar la siguiente fase en el desarrollo de Fénix. Estamos avanzando de manera prometedora para llevar a cabo la puesta en producción”.

El equipo

Según precisaron desde TotalEnergies el equipo elegido para la perforación “es líder en la industria y está especialmente preparado para operar en condiciones climáticas complejas”.

Posee una amplia cubierta de 8.570 metros cuadrados, una capacidad de carga de 3.500 toneladas y una profundidad de perforación de 35.000 pies, lo que le asegura autonomía bajo las desafiantes condiciones climáticas del Atlántico Sur.

La acción de ensamblado del Noble Regina Allen fue ejecutada mediante un sistema especial que posicionó a la unidad por encima de la estructura de producción Fénix, que fuera instalada en febrero pasado.

El plantel encargado de la actividad de perforación de los tres pozos horizontales está compuesto por 120 personas. El equipo a cargo de las operaciones está integrado en un 50% por profesionales de origen argentino y pertenecientes a diversas compañías especializadas en la perforación y terminación de pozos.

Con una inversión de 700 millones de dólares, Fénix es el principal proyecto de gas convencional en curso en el país, y se proyecta que genere 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo que implicaría aumentar en 8% la producción total del país. Representa un pilar fundamental para el aumento de la producción de gas doméstico, con volúmenes de gas natural que se espera contribuyan por más de 15 años al suministro energético a largo plazo de la Argentina.

Todas las actividades costa afuera del proyecto se desarrollan en simultáneo con las operaciones de producción ya en curso que Total Austral, filial argentina de TotalEnergies, lleva adelante hace décadas en la Cuenca Marina Austral, el campo costa afuera más austral del mundo.

, Redaccion EconoJournal

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Tecpetrol comenzó a operar el yacimiento de Ramos en Salta y es el primer productor de gas del norte

Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, comenzó a operar el yacimiento de Ramos, vecino de Aguaragüe en Salta. Desde hace años, la compañía era socia minoritaria de YPF y Pluspetrol, que decidió vender su participación.

Frente a este escenario, Tecpetrol decidió ejecutar la cláusula de first refusal, que le dio prioridad en la adquisición y desde el 22 de mayo comenzó a operar el área. Este yacimiento fue durante varios años el segundo productor de gas de la Argentina. Luego fue superado por Loma La Lata en Neuquén.

La operación

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, sostuvo que “es una compra importante porque nos convierte en el primer productor de gas del norte argentino, con 1.828 mm3/d. La producción de Bolivia está declinando y se espera que a fin del invierno deje de entregar a nuestro país, de modo que estaremos proveyendo gas para el consumo en Salta, Tucumán y parte de Córdoba”.

Asimismo, adelantó que “aunque se trata de áreas maduras, que ya pasaron su pico productivo, armamos un plan a diez años que implica más responsabilidades para nuestra gente. Era un paso razonable, se dio la oportunidad y ejercimos la opción. Agradezco a quienes trabajaron para conseguirlo”.

, Loana Tejero

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Reversión del Gasoducto Norte: la UTE Techint-Sacde finalizó los trabajos de soldadura

La UTE Techint -Sacde culminó la etapa de soldadura de la Reversión del Gasoducto Norte, la obra de infraestructura que permitirá abastecer el norte argentino con gas de Vaca Muerta. Esta etapa, que finalizó en la localidad de Arroyo Cabral, en Córdoba, contó con un sistema de soldadura automática que permitió reducir los tiempos de ejecución y culminar los trabajos en tiempo récord, en línea con los plazos contractuales previstos, según destacaron desde las compañías.

Se trata de la misma tecnología utilizada por primera vez en el país por la UTE en el Gasoducto Néstor Kirchner. En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, lo que equivale a un promedio de avance de tres kilómetros diarios.

“Esta tecnología permite realizar una mayor cantidad de soldaduras por día, minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción”, destacaron desde las empresas.

La obra

Los renglones 2 y 3 a cargo de la UTE contemplan 100 kilómetros de gasoducto de 36 pulgadas, desde la localidad de La Carlota hasta las cercanías con Villa María. En la actualidad, continua con trabajos de zanjeo, empalmes, cruces especiales, revestimiento, bajada y tapada, para luego iniciar las pruebas hidráulicas.

, Redaccion EconoJournal

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Cuál es el cálculo que deberán hacer los usuarios de ingresos medios y bajos para saber cuánto van a pagar la factura del gas

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicó este jueves las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios para todas las distribuidoras del país. A diferencia de lo que venía ocurriendo, ya no figuran distintas tarifas para cada una de las categorías de la segmentación sino solo un cuadro tarifario para los usuarios residenciales de altos ingresos (Nivel 1). ¿Cómo deben hacer los otros hogares para saber cuánto les van a cobrar? El número hay que calcularlo.

En el caso de Metrogas, el ente regulador publicó la resolución 260/2024 con dos anexos. En la primera página del Anexo 1 figuran las tarifas finales para usuarios residenciales N1 con el detalle del cargo fijo mensual y el cargo variable por m3 para las distintas categorías de consumo. En las resoluciones anteriores, ese mismo Anexo 1 incluía en las páginas siguientes otros cuadros con las tarifas vigentes para los N2 y los N3, pero esos cuadros ya no están.

Como ahora el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) es el mismo para los usuarios N1, N2 y N3, las resoluciones con los cuadros tarifarios para cada distribuidora tampoco discriminan. Con el cargo fijo mensual no hay inconvenientes porque es el mismo para todos los niveles, pero el problema surge con el cargo variable ya que ese componente tiene una bonificación para los N2 y N3 que, en el caso de Metrogas, es del 64% para los N2 y del 55% para los N3, según se aclara en el Anexo 2 de la misma resolución 260/2024.

Cómo saber qué cargo variable pagan N2 y N3

Así como figura el cargo variable para las distintas categorías residenciales de N1, también podrían figuran esos mismos precios para los N2 y N3, pero el gobierno no los informa y, según aclararon fuentes oficiales a EconoJournal, tampoco va a informarlos en una próxima resolución.

El usuario qué esté interesado en saber cuánto va a pagar de cargo variable lo tiene que calcular. En ese mismo Anexo 1, debajo de las tarifas residenciales para los N1 figura otro cuadro con los “componentes del cargo por m3 de consumo”. En las tres últimas filas de ese cuadro figuran los conceptos que integran el cargo variable: a) Precio Incluido en los cargos por m3 de consumo ($/m3), b) Costo de gas retenido ($/m3) y c) Costo de transporte ($/m3).

En el ejemplo de Metrogas, el cargo variable para todas las categorías de consumo es de $176,45 por m3 y ese total se desagrega en $106,76 de precio incluido en los cargos por m3 de consumo, $7,89 de costo de gas retenido y $61,80 de costo de transporte.

La bonificación se debe aplicar solo sobre los puntos b y c. Es decir, se deben sumar los $106,76 más los $7,89 y sobre los $114,65 aplicar la bonificación. Si el usuario es un N2 a esa cifra debe descontarle un 64% y el subtotal será $41,274. A ese subtotal hay que sumarle los $61,80 de costo de transporte y recién ahí el usuario tendrá el cargo variable que deberá abonar. En este caso, el N2 no pagará $176,45 por m3 de cargo variable sino $103,07.

La bonificación se debe aplicar sobre los dos ítems marcados en rojo que figuran en este cuadro incluido en el Anexo 1 y luego sumarle el ítem de la última fila para obtener el cargo variable.

Bloques de consumo

Un punto clave es que los $103,07 por m3 de cargo variable aplican solo sobre el bloque de consumo bonificado. ¿Cuál es ese bloque? Para saberlo el usuario debe acceder a la resolución 686/2022 y revisar el Anexo 1. En este caso los bloques subsidiados varían no solo por distribuidora sino también por categoría residencial y por mes. Por ejemplo, un cliente R1 de Metrogas tiene bonificados 18 m3 en febrero, pero 52 m3 en julio.

Siguiendo con el ejemplo anterior, un hogar R1 de ingresos bajos (N2) pagará durante julio $103,07 por m3 los primeros 52 m3 y por encima de ese valor le corresponderá desembolsar $176,45 por m3. A esos cargos fijos les deberá sumar también el cargo variable que en el caso de un R1 es de $2212,22 por mes. Ahora bien, cuando lleguen las facturas con los aumentos cada distribuidora va a detallarle a sus usuarios los precios del cargo fijo y del cargo variable para el bloque de consumo subsidiado y para el excedente. Por lo tanto, los usuarios no deberán hacer el cálculo detallado más arriba, pero si quieren anticiparse para saber cuánto les van a cobrar no les va a quedar otra opción que sacar la calculadora.

En el Anexo 1 de la resolución 686/2022 figura el detalle de los bloque subsidiados para cada categoría residencial. En rojo figuran marcados los bloques de Metrogas., Fernando Krakowiak

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Con más de 300 inscriptos el IPA llevó adelante la Jornada Petroquímica

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) realizó la Jornada “La petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad. El camino al desarrollo sostenible”, durante la Exposición Internacional de Plásticos “ARGENPLÁS 2024”, en la cual referentes de la industria petroquímica desarrollaron distintos puntos de vista sobre la situación actual y los desafíos futuros del sector.

Para profundizar sobre la industria petroquímica y su papel clave en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo y crecimiento sostenible del país, en la Jornada del IPA se destacaron seis paneles estructurados en: Transición energética; Cadena de Valor; Reducción de emisiones; Financiamiento de Proyectos sustentables; Innovación aplicada; y el destacado “Panel Líderes de la Industria”.

La apertura del evento estuvo a cargo de Sergio Nabaes, gerente de Estrategia y Desarrollo Sostenible de Profertil, como presidente de la Jornada, quien destacó: “La Jornada Petroquímica 2024 es un lugar donde converge la innovación el conocimiento y que nos servirá como para reflexionar juntos sobre el futuro de nuestra industria. El lema de la Jornada nos hace pensar que, si bien siempre enfrentamos muchos desafíos también tenemos una gran oportunidad, esta viene de la mano del desarrollo de Vaca Muerta”.

También, expresó: “Como todos sabemos el gas es considerado la energía de transición, en esta transición energética que nos toca transitar y por suerte nosotros tenemos mucho gas porque somos la segunda reserva de gas natural no convencional del mundo. Eso es una ventaja que tenemos que aprovechar para crecer de una manera sostenible”.

La jornada

En el primer panel de la Jornada se llevó adelante la temática sobre transición energética.  Fue un mano a mano de Daniel Redondo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA) y Pablo Popik, de Compañía MEGA y vicepresidente del IPA, como moderador. 

En este caso, Redondo dijo que “la población en el año 1800 era de mil millones de personas en el planeta en la actualidad se ha multiplicado por ocho somos 8000 millones que vivimos en el mundo, o sea en solo 150 años, lo cual es nada en la historia de la humanidad, la población mundial se multiplicó por 8 y la tasa de crecimiento ha ido subiendo particularmente en las últimas 100 años”.

Asimismo, subrayó que “el crecimiento de la población y la actividad humana tienen un gran impacto en el medio ambiente, ya que el uso de la energía de fuentes fósiles es la razón principal de las emisiones de gases de efecto invernadero. Por eso, el escenario para el 2050 la demanda global de energía va a seguir creciendo, pero que va a haber más eficiencia ya que va a haber otras energías y la población ya no utilizará carbón como energía, ya que va a ser reemplazado por gas natural y el 70% de la generación eléctrica será de fuentes renovables (Solar, eólica, hidráulica, entre otras)”.

Por último, sumó que “la eficiencia energética es una clave para la disminución de los gases de efecto invernadero. Por eso, la transición energética es un modelo económico que abarca la producción, el transporte, el almacenamiento y la distribución. Es un cambio cultural importante de toda la cadena de producción de energía”.

Otros ejes

Durante el panel sobre “cadena que valor”, hubo presentaciones con referentes de empresas como Eric Engstfeld, de Plaquimet; Juan Lesbegueris de YPF QUÍMICA S.A.; Sergio Pasini de BIOEUTECTICS; Raúl Meder de PROFERTIL S.A.; y Sandra Urrutia, de YPF S.A.. El mismo fue una experiencia enriquecedora para reflexionar sobre el papel que juega la industria petroquímica en la sustentabilidad global, el reciclado y para aprender de las mejores prácticas que están siendo implementadas en el sector. Los ejemplos concretos han motivado a seguir trabajando en la dirección de un futuro más sostenible, donde la rentabilidad económica vaya de la mano con el cuidado del planeta. En el panel, se pudo conocer de primera mano las iniciativas que las empresas están llevando a cabo para reducir su huella de carbono, optimizar el uso de recursos y promover prácticas sostenibles en toda la cadena de valor.

Luego, Sergio Nabaes, presidente de la Jornada llevó a cabo un mano a mano con Sebastián Bigorito, director ejecutivo del Consejo Empresario para el Desarrollo Sostenible (CEADS).El mismo abordó la visión al 2050 sobre las principales proyecciones demográficas, sociales y geopolíticas que encuentran inevitables límites planetarios que ponen en riesgo toda estrategia crecimiento económico y desarrollo social. Además, mencionó el tema del rol que se espera que cumplan las empresas en la temática del desarrollo sostenible tiene un lugar central en casi todas las agendas, tanto de nuestro país, como en el plano internacional.

Emisiones

A continuación, fue la presentación sobre la reducción de emisiones con Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación; y Rolando García Valverde, líder de Sostenibilidad y Medio Ambiente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), cuyo moderador fue Roberto Carnicer de la Universidad Austral.

En su momento, Beljansky marcó que“es la primera vez que hay una estructura de Gobierno austera, donde sólo hay ocho ministerios, y que se desarrolle una subsecretaría de transición energética implica mucho en lo político. Por eso, entre las prioridades del área es lograr que Argentina sea netamente exportador de energéticos y ese desafío se tiene que dar de la mano de cumplir el Acuerdo de París. Argentina tiene compromisos asumidos de no exceder 349 megatoneladas de CO2 equivalentes para nuestro inventario 2030 y sucesivamente tendremos que asumir compromisos ambiciosos con el desafío de crecer y no exceder las emisiones”.

Por su parte, García Valverde recalcó que “la industria química desempeña un papel fundamental en la economía del país, pero también tiene un impacto en el medio ambiente. Es por eso que es esencial realizar este tipo de cursos en prácticas y tecnologías que minimicen su huella de carbono y promuevan la eficiencia energética”.

Y consideró que “la Argentina, como país comprometido con la lucha contra el cambio climático, necesita contar con profesionales capacitados en el campo de la industria química que puedan contribuir a la reducción de emisiones y al desarrollo de tecnologías más sostenibles. Por esto, hacemos gran hincapié en el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente PCRMA®, una herramienta de mejora continua y prevención de riesgos para la industria y el transporte de carga”.

Posteriormente y bajo la temática financiamiento de proyectos sustentables, expusieron Matías Kelly de Sumatoria y Universidad Austral; Gonzalo Martínez Cereijo de BBVA Argentina; María Virginia Romero de EL NÚCLEO – Centro de Nuevas Economías; y Germán Longuet de Banco COMAFI, bajo la moderación de Ariel Stolar de Pampa Energía: en las distintas exposiciones se destacó la inversión en energías renovables es clave para avanzar en la descarbonización de la economía, dado esto en los últimos años las entidades bancarias se volcaron al apoyo con financiamiento y emisión de “bonos verdes-sociales-sostenibles” y vinculados a la sostenibilidad para financiar proyectos de empresas medianas y pequeñas, que buscan apostar por energías limpiasy mitigar el cambio climático. 

Por ejemplo, en 2023 el BBVA Argentina financió 116.000 millones de pesos en financiación sostenible. A su vez, todos los oradores del panel coincidieron que es este tipo de conversaciones en un foro de industria hablar de desarrollo sostenible y de las finanzas sostenibles hace unos años no sucedía y menos aún que en un panel convivieran alguien del mercado capital, del mundo de la sostenibilidad de las empresas e integrantes de las finanzas en un mismo espacio.

En la misma línea, Daniel Salamone, presidente del Directorio del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET); junto a Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA, debatieron sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta este sector, en donde se hizo hincapié en la articulación entre los sectores público y privado para estimular el avance científico y orientar la investigación en áreas prioritarias para Argentina. En este sentido Salamone detalló que “hay dos elementos clave que el CONICET puede aportar, la vinculación tecnológica, es decir pasar del laboratorio a la transferencia de tecnologías a la sociedad, y el otro punto relevante es la capacidad de vincularse internacionalmente y en el CONICET se tiene expertise para llevar eso adelante. El CONICET tiene muchas capacidades para aportar al desarrollo de la petroquímica en Argentina con un enfoque sustentable. Un ejemplo, es el trabajo que viene realizando desde hace años la Planta Piloto de Ingeniería Química (PLAPIQUI, CONICET-Univ. Nacional del Sur) junto con el IPA. Por otra parte, trabajamos para promover el diálogo entre el Consejo y la industria con el fin de impulsar el trabajo conjunto y de ese modo fortalecer el desarrollo del país”.

Innovación

En el panel que se denominó Innovación aplicada; la moderadora María Florencia Rodríguez de YPF Química, le dio pie a Isabel Vega y Fabio Saccone de Y-TEC, los cuales detallaron que, compuesta por un 51% de YPF y un 49% del CONICET, Y-TEC es el principal organismo de promoción de la ciencia y la tecnología en Argentina, el cual se creó como el puente entre el conocimiento científico y su aplicación en la industria, en la generación de tecnologías para la industria energética. La fuerza impulsora detrás de Y-TEC reside en su equipo altamente calificado, que trabaja de manera transversal y organizada en Programas Tecnológicos de investigación y desarrollo. Este entorno de investigación de vanguardia permite a Y-TEC abordar una amplia gama de desafíos, no solo en el desarrollo de tecnologías relacionadas con el litio, sino también en otras energías renovables y soluciones para energías no convencionales, como Vaca Muerta.

El último panel de la Jornada fue el destacado “Panel Líderes de la Industria”, moderado por el Ing. Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y del que participaron los principales “jugadores” del sector como Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y de región sur de América Latina. En su momento destacó que“Dow es una compañía que convierte energía en productos petroquímicos de gran valor agregado. Como reflejo de nuestro compromiso con el medio ambiente y el cambio climático, nos propusimos descarbonizar todas nuestras plantas para 2050. El desafío de la descarbonización es importante, pero alcanzable. Estamos, a nivel mundial, entre las empresas que más energías renovables consumimos. Tenemos una mirada optimista hacia adelante, porque el mundo está ávido de la energía que produce Argentina y el gas es el combustible por excelencia en la transición energética. Por eso, la innovación pasa por nuevos modelos de negocio y por la colaboración entre todos los responsables de la cadena de valor”.

Por su parte, Guillermo Petracci, director Industrial del Grupo Unipar, enfatizó que “en Unipar tenemos un compromiso permanente con el bienestar y el desarrollo de las comunidades, mediante proyectos en energías limpias, reducción y reaprovechamiento del consumo de agua potable, disminución del estrés hídrico y crecimiento en las operaciones, lo cual marcan la agenda para 2030. En este sentido estamos trabajando en la reconversión de nuestras plantas para que cuenten, para 2030, con los sistemas de producción de cloro y soda cáustica más modernos, sustentables y eficientes del mercado, que permitirán alcanzar una reducción del 30% de las emisiones para ese año. El crecimiento solo será posible si se hace con la colaboración de todos”.

Mientras, Marcos Sabelli, gerente general de Profertil, señaló que“la demanda de alimentos sigue creciendo, por ejemplo, el mundo llegó a 8 mil millones de personas a finales del 2022 y llegaremos a 10.000 millones para 2050, por tal motivo las estimaciones hablan de una demanda de 50% más de comida en las próximas décadas, lo cual significa que los fertilizantes son necesarios para transformar energía en alimentos. Creemos que es clave que cada actor busque en qué puede mejorar, en qué puede optimizar procesos, reducir impactos y agregar valor”.

Por su lado, Andrés Scarone, gerente general de Compañía MEGA S.A., indicó que “la empresa se ha consolidado como un actor principal en el segmento del midstream, desempeñando un papel crucial en la industrialización de los recursos de shale gas de la Cuenca Neuquina. Además, es el principal productor de etano del país, que constituye una de las principales materias primas de la industria petroquímica argentina. En ese rol, aprovecha los componentes líquidos asociados al gas (propano, butano y gasolina natural) para abastecer la creciente demanda interna y exportar a la región y al mundo. Por todo esto, el compromiso de Mega con la sostenibilidad y la innovación se refleja dada la expansión de la capacidad de fraccionamiento y producción de GLP (gas licuado de petróleo) como derivado del gas natural lo que demuestra su contribución a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y en la generación de energías más limpias y amigables con el medio ambiente”.

Premiación

Finalizando el día, se entregaron los “Premios P-Virtual”, la plataforma de capacitación virtual que surgió en el año 2021 como una alianza estratégica entre PLAPIQUI y el IPA con una modalidad flexible y adaptable a los tiempos actuales. En esta oportunidad se reconocieron a las empresas Profertil, PetroCuyo y Austin Powder Company, a las cuales se le entregaron becas de capacitación para cada una de ellas, que podrán destinar a la formación de estudiantes de las instituciones que deseen. A su vez se entregó una mención especial a Compañía MEGA que, valorando los cursos de la plataforma, desarrollaron módulos de capacitación en temáticas propias de la empresa.

El cierre de la Jornada estuvo a cargo de Pablo Popik, vicepresidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA), el cual detalló que “durante la Jornada escuchamos hablar de colaboración, desafíos, oportunidades, eficiencia; del trilema energético que es un concepto muy poderoso, se habló muchísimo de reducir las emisiones, de sostenible y rentable. Creo que a todos los que participamos de la Jornada del IPA nos queda el concepto de sostenibilidad y las necesidades de ser sostenibles y hacer las cosas sosteniblemente”.

El apoyo institucional y organizacional de empresas como Unipar, YPF Química, Profertil, Dow, Compañía MEGA, y PetroCuyo, entre otras, dan magnitud de la importancia de la Jornada del IPA. A su vez, la misma permitió el acercamiento de destacados académicos, profesionales y funcionarios nacionales que se desempeñan en los ámbitos de gestión. A su vez, la Jornada del IPA 2024 fue un evento “Neutro en Carbono”, en la cual Cyclus, consultora en economía circular y descarbonización, estuvo a cargo de los trabajos de medición y compensación de la huella de carbono de la misma.

ARGENPLÁS 2024, del 4 al 7 de junio en la Rural, fue el lugar de encuentro donde se reunieron todos los protagonistas y sectores de la industria en la Exposición Internacional del Plástico.

, Redaccion EconoJournal

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Puma Energy será el combustible oficial del Cerro Chapelco

Puma Energy será el combustible oficial del Cerro Chapelco para esta temporada de nieve 2024. La apertura de la temporada en Chapelco está prevista para el 15 de junio y se extenderá hasta el 30 de septiembre. Allí Puma Energy tendrá presencia exclusiva como combustible oficial acompañando así una de las temporadas turísticas y deportivas más importantes de nuestro país.

 “Es un placer estar presentes en el Cerro Chapelco como combustible oficial en esta increíble experiencia para todos los que disfrutan del invierno en nuestra Patagonia. No dudo de que esta será una gran temporada”, destacó, por su parte, Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.

En este marco, Smart destacó los beneficios que tiene la app Puma Pris para quienes viajen a Chapelco a disfrutar de esta temporada de invierno patagónico ya que tienen un descuento del 10% todos los miércoles en nafta Súper, Max Premium y Ion Diésel, en las 400 estaciones que tenemos en todo el país. Además, también podrán utilizar sus puntos y canjearlos por vouchers de descuento de hasta 15.000$. La app funciona no sólo adhiriendo tarjetas de crédito o débito, sino también, y es la única, pagando en efectivo.

La temporada

Por su parte, Federico López Jallaguier, gerente de Marketing de Cerro Chapelco, sostuvo que “estamos muy contentos de contar con Puma Energy nuevamente en el cerro, porque no solo compartimos valores sino también la calidad de nuestros productos y servicios”.

Chapelco es el centro de esquí de la Argentina más premiado internacionalmente por la variedad y calidad de sus servicios. Cuenta con una moderna infraestructura que permite disfrutar de la montaña con un variado menú de experiencias.

La montaña cuenta con 28 pistas acondicionadas diariamente, con pendientes para todos los niveles, entre bosques de lengas que las protegen del viento y le dan un paisaje único.  Ofrece además un snowpark para la práctica de freestyle.

Para este año, Chapelco preparó una gran agenda.  El 31 de agosto será la 37° edición del Tetratlón de Chapelco, un evento deportivo de gran importancia que recorre 85 Km, en un marco natural inigualable, que comprende el Cerro Chapelco, el Parque Nacional Lanín, parajes de comunidades mapuches, el lago Lacar y la Ciudad de San Martín de los Andes.

También habrá actividades exclusivas en las que los esquiadores tendrán la oportunidad de disfrutar del cerro al amanecer, como también esquiar de noche y aprovechar las instalaciones de forma exclusiva. Además, están programados grandes encuentros de after ski con música al atardecer y sunsets con barra de hielo para disfrutar en la nieve con la presencia de DJs en vivo.

, Redaccion EconoJournal

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Martín Brandi, CEO de PCR, sobre los contratos sin intervención de Cammesa: “Es importante que antes se saneen las distribuidoras”

PCR acaba de inaugurar el Parque Eólico San Luis Norte, que demandó US$ 210 millones y, a partir de 25 aerogeneradores, tiene una capacidad instalada de 112,5 megawatts (MW), el equivalente a un tercio de la electricidad que consume la provincia puntana. El 51% corresponde a PCR y el 49% restante a la metalúrgica ArcelorMittal Acindar. En una entrevista con EconoJournal en la localidad de Toro Negro, donde está ubicado el parque, el CEO de PCR, Martín Brandi, analizó la actualidad del sector eólico y solar y contó los proyectos que tiene por delante la compañía, que con casi 527,4 MW instalados es la segunda generadora de energía renovable del país.

“Es importante que las distribuidoras no sólo cobren el costo, sino que también paguen la energía si el gobierno quiere otro rol de Cammesa y que las compañías de generación firmen contratos con distribuidoras”, señaló Brandi sobre la intención del gobierno de otorgarle un nuevo rol a Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

Para robustecer al sector de generación, Brandi también propone incorporar a los grandes usuarios de la red de distribución al Mercado a Término de Energías Renovables (Mater). Describió el original proyecto que quiere desarrollar PCR para repotenciar la Estación Transformadora de Olavarría, que permitiría el ingreso de 440 MW renovables nuevos en una línea que hoy está saturada. Brandi dirige una compañía con más de 100 años en el negocio petrolero en la Argentina, desde 1952 produce cemento y desde 2016 desembarcó en la generación de energías renovables.

¿Qué fue el proceso que llevó a la inauguración de este nuevo parque eólico?

Hace dos años esto era campo y hoy hay un parque eólico funcionando con los estándares más altos a nivel mundial. Lo hicimos con mucho profesionalismo porque logramos armar un equipo que alcanzó el objetivo en tiempo récord y atravesando dificultades como las restricciones en el SIRA (Sistema de Importaciones de la República Argentina).

¿Qué proyectos tiene ahora la compañía?

El año pasado inauguramos tres parques eólicos, ahora el San Luis Norte y ojalá que este año también podamos comenzar a construir uno nuevo. Es parte de la prioridad de despacho otorgada, estamos trabajando en la ingeniería hace algunos meses y tenemos muchas ganas de comenzar la construcción del Parque Eólico Las Escondida (provincia de Buenos Aires, 110 MW de potencia), que tiene la prioridad otorgada en el Mater. Estamos trabajando en la venta de energía y el financiamiento para poder empezar este año. También tenemos 440 MW de prioridad de despacho otorgado que incluye una obra de ampliación de la capacidad de transporte.

¿Cómo es ese proyecto?

Estudiamos el sistema interconectado y detectamos un cuello de botella que si lo podemos levantar permitiría la inyección de 440 MW de generación eólica en las mejores zonas de la provincia de Buenos Aires, que son Bahía Blanca y Olavarría. El proyecto en concreto es una potenciación de la Estación Transformadora de Olavarría. Haciendo historia, las líneas de 500 kilovolt (kV) que vienen del Comahue están diseñadas para dejar la energía en Olavarría y esas mismas líneas siguen para Buenos Aires. Los capacitores que se instalaron tenían previsto que las líneas dejen en Olavarría menos energía. Apareció la eólica y Olavarría pasó a ser un nodo inyector. Este lugar dejó de ser un punto donde se deja la energía y podría ser de generación e inyección. Reemplazando los capacitores permitiría que la misma línea transporte 440 MW adicionales. Es una obra compleja, cara y lleva un tiempo largo de ejecución.

Cammesa

El gobierno tiene en carpeta que Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, vuelva a tener un rol como administrador de un mercado energético libre. Similar a la función que tuvo en su creación en 1992. De este modo, por ejemplo, la Argentina iría a un mercado energético con contratos directos entre los generadores y distribuidoras, sin la intermediación de Cammesa. La intención del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, es que la administradora se encargue del despacho de energía pero que deje de comprar combustible líquido para generación. El CEO de PCR se refirió sobre el tema.

¿Qué análisis hace sobre el cambio de rol de Cammesa que propone el gobierno?

Es positivo que se trate de ordenar que las distribuidoras cobren lo que cuesta la energía y, por lo tanto, tengan capacidad de pagar por la energía. Es importante que se saneen las distribuidoras antes de que reciban los contratos, porque hacerlo de manera apresurada podría no salir bien. Ojalá se den los pasos en el orden indicado, pero saneado el mercado. Es decir, que las distribuidoras cobren la energía lo que cuesta y no estén dependiendo de subsidios o de no pagar la energía para cerrar las cuentas a fin de mes. Es importante que estos pasos se den y que haya previsibilidad y orden. Si esto se hace de otra forma o de un día para el otro, sería un golpe para el sector.

Además de lo que perciben las distribuidoras, ¿qué otras cosas tendría en cuenta en la transición hacia el nuevo rol de Cammesa que quiere implementar el gobierno?

El primer paso es que las distribuidoras cobren lo que cuesta la energía y ese camino no está totalmente recorrido. Segundo, que las distribuidoras muestren un comportamiento de pagar la energía. Es decir, no sólo que la cobren sino que también la paguen. Tercero, que esto se sostenga en el tiempo y puedan construir una capacidad crediticia. Es decir, que los generadores que les vendan energía tengan un cliente que es sujeto de crédito, porque si uno quiere buscar financiamiento y el que te va a financiar en el exterior no lo ve como un sujeto de crédito va a ser muy difícil que otorguen financiamiento para nuevos proyectos. Si este pasaje se hace antes de que las distribuidoras se conformen como sujeto de crédito, va a limitar la capacidad de invertir, porque se va a analizar que los generadores le venden energía a alguien que no es sujeto de crédito. No lo eran, están camino a serlo, para luego transferirse los contratos. Si no, se afectaría la capacidad de inversión y de atraer capital de afuera en forma de deuda para canalizar nuevos proyectos.

¿Esta transición de Cammesa la ve más en el corto, mediano o largo plazo?

Creo que lo importante es que se conozcan los pasos rápido, pero que se vaya avanzando con el tiempo. Entiendo que el espíritu de la Secretaría de Energía es dar a conocer las medidas lo antes posible, pero no necesariamente son de aplicación inmediata. Se tienen que dar los pasos, pero sabiendo hacia dónde vamos.

Mater y nuevas líneas de transmisión

¿Cómo ve el Mater en la actualidad?

Nos sentimos muy cómodos. El tema es que se va a encontrar con un fuerte cuello de botella con la demanda de los grandes usuarios porque es limitada. Por eso sería muy interesante incorporar a los grandes usuarios que están en las redes de distribución. Está previsto en la normativa, pero estaría bueno que se avance en facilitar aún más la comercialización entre un generador y los grandes usuarios de distribución. Ellos hoy pagan el costo de la energía. Mi idea es que las distribuidoras le facturen el servicio de distribución y que tengan una factura de Cammesa por la energía. Nosotros (generadores) le haríamos una propuesta que es superadora a lo que tienen hoy, que pagan el costo medio del sistema. Con esto, habría más demanda para los generadores.

¿Qué dimensión tiene esa demanda?

Calculamos en más de 1.000 MW. Es un mercado donde ya estamos en los grandes usuarios, pero en los grandes usuarios de la distribución la penetración de las renovables es baja. Quizá piensan que estando bajo el paraguas de una distribuidora tienen algún beneficio que perderían si hacen un PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) de forma directa. Esto para nada es así, pero estaría bueno favorecer ese entendimiento.

¿Qué análisis hace sobre cómo superar el cuello de botella en el transporte de energía en el país, que es un gran limitante para el crecimiento de las renovables?

Es un cuello de botella, es cierto. Se buscaron soluciones transitorias. Pero tenemos que encontrar un marco que favorezca al desarrollo de nuevas líneas. Este problema no es sólo de la Argentina. Pero sería interesante que, además de mecanismos para financiar nuevas líneas, se avance en buscar tecnología para aprovechar al máximo lo que ya tenemos, como por ejemplo nuestro proyecto en Olavarría, que en el costo está incluido el aumento de la capacidad de transporte. Si bien no es una nueva línea, permite transmitir más energía. Son proyectos que se pueden hacer hasta que se vayan completando la línea AMBA I y Vivorata – Plomer.

, Roberto Bellato

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Propuesta de matriz para medir el impacto de las explotaciones de recursos naturales

El análisis integral de cuestiones complejas como lo son las explotaciones de recursos naturales y los impactos que estas pueden producir en el territorio argentino resulta difícil de abordar. Estos impactos muchas veces son difíciles de cuantificar y esquematizar debido a la complejidad y cantidad de sectores afectados (económico, social, ambiental, geopolítico, regional, etc.), como así también las múltiples incidencias que estos impactos pueden tener en los mencionados sectores.

Dicha complejidad hace que hoy en día sea difícil encontrar a priori una herramienta capaz de mostrar gráficamente en forma unificada, sencilla y concisa los distintos tipos de impactos que generan las explotaciones de recursos naturales en el territorio argentino y su grado de afectación respecto de cada sector.

Sin embargo, en el campo ambiental y más precisamente en los procedimientos de evaluación de impacto ambiental, existe un método que adaptado a los casos de explotaciones de recursos naturales podría servir como herramienta útil capaz de lograr la identificación de las afectaciones producidas por estas en el territorio argentino y su cuantificación. Se trata de la denominada “Matriz de Leopold”.

Matriz de Leopold

La Matriz de “Leopold” es una herramienta que se utiliza en los procedimientos de evaluación de impacto ambiental de un proyecto para analizar la factibilidad de su ejecución, desarrollo, evaluación de costos, beneficios ecológicos y posibles impactos ambientales entre otras cuestiones. Es muy útil para la valoración, evaluación y clasificación de impactos ambientales de proyectos o acciones determinadas estableciendo un diagnóstico ambiental durante un tiempo determinado. Dicha herramienta fue desarrollada por el ingeniero norteamericano Luna Leopold en la década de 1970, como parte de un nuevo enfoque ambiental en la gestión de los recursos naturales.

Por lo general este tipo de matrices consisten en cuadros de doble entrada que indican por un lado los factores ambientales y por el otro las acciones propuestas en filas y columnas respectivamente, con el objetivo de evaluar los posibles y eventuales impactos que cada una de esas acciones (indicadas en el eje de las “y”) pueden tener sobre los distintos factores ambientales (indicados en el eje de las “x”) y su magnitud e importancia. Es decir, en las columnas se enumeran las acciones que podrían tener algún tipo de impacto y en las filas, los factores o sectores que podrían verse impactados por dichas acciones.

Funcionamiento

Cada celda de la matriz es el resultado de la intersección entre las filas y las columnas en función del tipo de impacto. De la intersección resultante se puede establecer una valoración designada con números o letras. Si se hace mediante el uso de números, se les puede dar valores a las celdas de 1 a 10 siendo 1 el impacto mínimo y 10 el máximo impacto positivo o negativo. En cambio, si se hace mediante el uso de letras, “A” puede significar alto impacto, “M” impacto medio, “B” bajo impacto y “O” impacto neutro. Luego, pueden realizarse anotaciones, justificaciones, conclusiones y recomendaciones de la matriz indicando de qué forma impacta cada acción en cada campo y cómo podrían mitigarse los impactos negativos. Cabe destacar que las estimaciones realizadas a partir de este tipo de herramienta se realizan desde un punto de vista subjetivo, ya que, por lo general no existen criterios de valoración predeterminados por parte del evaluador.

Lucas Panno

Ahora bien, la industria hidrocarburífera forma parte de las diversas actividades de explotación de recursos naturales que se desarrollan actualmente en la Argentina. Como actividad extractiva, principalmente de petróleo, gas natural y GLP, las explotaciones de estos energéticos producen diversos impactos en el territorio principalmente en los aspectos social, económico, ambiental y geopolítico, entre otros. Algunos de estos impactos son positivos y otros, negativos.

Impacto

Entre los principales impactos económicos en las regiones productoras se pueden mencionar la generación de ingresos por regalías, impuestos, tasas, contribuciones y cargas similares y la actividad económica motorizada por los buenos ingresos salariales de los trabajadores y de las empresas de servicios ubicadas localmente. Muchas veces, los ingresos recibidos a nivel provincial se ven limitados con la fijación de precio que realiza el Estado Nacional. Dicha política pública impacta negativamente en el desarrollo regional ya que restringe el ingreso por regalías provincial y la captura de renta de las empresas productoras. Ello genera reducción de inyección de dinero en la región, merma en la producción, reducción de puestos de trabajo, etc.

Asimismo, dicha actividad hidrocarburífera genera un movimiento económico en las regiones de la Argentina que se desarrolla no sólo a partir de la propia actividad hidrocarburífera sino a través de pequeñas y medianas empresas que prestan servicios tercerizados (profesionales, arquitectos, ingenieros, servicios diversos, salud, seguridad e higiene, transporte, etc.) a las empresas de la propia actividad hidrocarburífera. Dicho movimiento económico genera multiplicación de puestos de trabajo y actividades comerciales que nutren a la región y obligan a dotarla de infraestructura básica (caminos, comunicaciones, viviendas, agua, electricidad, gas natural, cloacas, etc.).

También, se producen impactos en las comunidades y grupos poblacionales cercanos al área de explotación. En dichas comunidades se encuentran los pueblos originarios y los criollos que habitan actualmente en esas regiones. La existencia de pueblos originarios puede generar, debido a su cosmovisión, costumbres y cultura, puntos de conflicto con propietarios y superficiarios locales en torno al uso de la tierra y, en particular, con las empresas hidrocarburíferas.

Por otra parte, la actividad hidrocarburífera interactúa con los ecosistemas y el resto de la naturaleza por el riesgo de impacto en el ambiente que representa, afectándolo. Estas afectaciones surgen a partir de las propias etapas productivas del yacimiento y el transporte del producido. Por lo general, estas actividades presentan un riesgo de impacto negativo en el ambiente ya que existe la posibilidad de producir daños, como por ejemplo la degradación y movimiento de suelos, la contaminación de aguas subterráneas, afectación de la flora y fauna regional, etc.

Las políticas de integración energética también generan un impacto económico y geopolítico para la Argentina. A nivel nacional, será positivo si la Argentina logra un mayor volumen de exportaciones consumadas de hidrocarburos que permitan el ingreso de divisas; será negativo, en cuanto Argentina deba importarlos utilizando divisas propias a precios internacionales.

Ahora bien, a partir de la confección de una matriz de impacto basada en el modelo de “Leopold” descripto anteriormente, se pueden identificar actividades de la propia actividad hidrocarburífera que generan impactos positivos/negativos y sectores afectados por estos. Luego, mediante el uso de colores se puede vincular cada actividad con un sector en función del tipo de impacto. De esa forma, puede mostrarse metodológicamente la relación que existe entre los impactos generados por la propia actividad, que pueden ser positivos o negativos y los sectores impactados.

Luego, bajo el título “Matriz de Impacto Positivo / Negativo” puede esquematizarse una matriz de impacto, mostrando en forma sencilla y unificada la relación entre impactos de la actividad hidrocarburífera en el territorio y sectores afectados. En el eje de las “y” (columna) se incluyeron acciones que generan impactos bajo el título Acciones / Intervenciones y en el eje de las “x” (fila), sectores afectados o impactados bajo la denominación Sectores Impactados. Las filas (acciones / intervenciones) se relacionan con las columnas (sectores afectados) mediante el uso de colores. Cada color representa el tipo de impacto. Así, el color i) verde fuerte indica impacto muy positivo; ii) verde claro, impacto positivo; iii) blanco, que no hay impacto positivo ni negativo; iv) rojo claro, impacto negativo; v) rojo fuerte, impacto muy negativo y vi) amarillo representa impacto positivo o negativo según el caso. De esta forma se pueden relacionar gráficamente los impactos producidos por cada acción.

Matriz de Impacto Positivo / Negativo

En detalle, puede verse que en el eje de las “y” de la Matriz se identificaron dieciséis (16) acciones y se dividieron en estructurales y no estructurales. Siguiendo la concepción tradicional, en esta categorización se consideró como “estructural” todo lo que se relaciona con el yacimiento, su construcción y ejecución, el transporte de producción y adecuaciones de infraestructura regional y como “no estructural”, aquello que tiene que ver con planes de acción, creación y aplicación normativa, difusión, educación, etc. Es decir, por estructural se entiende toda acción patente y tangible mientras que por no estructural, aquellas intervenciones que no se materializan per ser sino sus resultados y aplicación. 

Por otra parte, cabe destacar que se incluyó como estructurales y no estructurales los aspectos económico y social pese a que en dicha interpretación tradicional no son considerados como tales.

En el campo económico, será estructural la inyección y aporte de masa de dinero que la propia actividad hidrocarburífera genera en el territorio argentino. Por un lado, se encuentra la inyección de dinero de parte de los trabajadores de la actividad y de las empresas que realizan sus trabajos en el territorio mientras que, por otro, los aportes que reciben las provincias y municipios derivados de regalías, impuestos provinciales y otros ingresos que perciben en su carácter de responsables del territorio. Por su parte, serán no estructurales las políticas públicas respecto del comercio exterior del producido de la actividad hidrocarburífera.

En el campo social, serán estructurales los movimientos demográficos que se generan en las regiones de Argentina como consecuencia de la presencia de la actividad hidrocarburífera; no estructurales, las afectaciones de dicha actividad en la sociedad, ya sea incrementando puestos de trabajo y la diversidad productiva regional como también generando reclamos y puntos de conflicto de sectores que se oponen al extractivisimo. 

Ahora bien, las acciones e intervenciones estructurales comprenden: 1) ejecución y operación de yacimientos, 2) gasoductos, oleoductos y plantas de tratamiento, 3) adecuación de localidades e infraestructura, 4) inyección de masa de dinero en la región por la actividad, 5) renta, regalías y otros y 6) aumento de habitantes en la región. Los no estructurales, comprenden: 7) políticas públicas nacionales y provinciales, 8) políticas nacionales y provinciales restrictivas, 9) políticas nacionales y provinciales favorables, 10) control regulatorio, 11) comercio exterior – importación de hidrocarburos, 12) comercio exterior – exportación de hidrocarburos, 13) comunicación, opinión pública y construcción de confianza, 14) reclamos de pueblos originarios y otras formas de expresión, 15) otros sectores que se oponen al extractivismo y 16) generación de puestos de trabajo.

Por último, en el eje de las “x” se identificaron nueve (9) sectores afectados que comprenden: a) nación b) provincia, c) territorio, d) sociedad, e) economía, f) ambiente, g) geopolítica, h) trabajadores e i) pueblos originarios. Cabe destacar que el identificado como “Pueblos Originarios” ha sido considerado en el presente análisis solamente para el caso en que la actividad hidrocarburífera se desarrolle en su propiedad comunitaria o en un territorio susceptible de ser reclamado como tal.

La actividad

Como puede verse, la actividad hidrocarburífera produce impactos positivos o negativos en los campos social, económico, territorial, ambiental y geopolítico, entre otros de las distintas regiones de Argentina. En función de ello y de la interdisciplinariedad del tema analizado se eligieron las categorías respectivas.

En razón de lo expuesto, una matriz de impacto como la presentada anteriormente puede servir como método capaz de mostrar los distintos impactos que generan las explotaciones de recursos naturales en el territorio a través de una comparación entre acciones y sectores impactados, donde cada color refleje una afectación (positiva, negativa o neutra) en función del tipo de impacto.

Dicho método es una herramienta útil particularmente para el sector hidrocarburífero argentino ya que de una manera gráfica, sistémica y sencilla este puede esquematizar los impactos de la propia actividad en un solo cuerpo en el que se vea en conjunto el grado de afectación de cada acción y su relación con los demás campos.

Cabe destacar que la matriz podría contar con cierto grado de subjetividad en la elección de elementos a partir de la propia percepción del equipo evaluador (rasgo característico de este tipo de herramientas en general como se ha mencionado anteriormente). Esto podría traer aparejada una baja representatividad y desequilibrio de las variables seleccionadas.

La representatividad o realismo en el uso de este tipo de método resulta en general una complejidad adicional que surge a partir del eventual desequilibrio que podría haber en la evaluación del peso de las distintas variables en cuanto a su impacto. Hay que tener en cuenta que la elección de cada una de las variables la realiza un equipo evaluador que, a partir de una valoración de tipo subjetiva, define la graduación de representatividad de cada valor.

Sin embargo, en el método aquí propuesto la eventual subjetividad en la asignación de valores puede llegar a adquirir cierta objetividad si el equipo evaluador es interdisciplinario. Esto ayudaría a disminuir y equilibrar el grado de subjetividad de la matriz aportándole mayor realismo. De esta forma y con la articulación de un equipo evaluador multidisciplinario compuesto por profesionales, asistentes sociales, comunicadores, miembros de comunidades originarias, representantes de superficiarios, etc. se podría lograr una valoración y elección de variables integral, donde todos los sectores estén representados.

En suma, resulta posible mostrar sencilla y unificadamente los distintos impactos de una actividad compleja (la hidrocarburífera) en un territorio complejo (el argentino) mediante la utilización de una matriz de impacto (método propio de las evaluaciones de impacto ambiental). Dicha herramienta podría contar con cierto grado de subjetividad en la elección de las variables que puede ser superado si el equipo evaluador es interdisciplinario. De esta forma, se tendería hacia escenarios más realistas gracias al enfoque multidisciplinario en la evaluación de dichas variables que se incorporen en la matriz para que exista un balance y mayor representatividad de los sectores.

, Lucas Panno

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Comienza a producir carbonato de litio el mes próximo el proyecto de la francesa Eramine en el salar Centenario-Ratones en Salta

La compañía minera Eramine, del grupo francés Eramet, está a punto de anotar varios hitos con su proyecto en el salar Centenario-Ratones en Salta. Se trata del primer proyecto de litio que entrará en producción en la provincia y el cuarto a nivel país. También será el primero de litio de una empresa europea en la Argentina, además de ser el primero en el país en utilizar un método de extracción directa de litio (DLE) a escala industrial. Mientras tanto, la empresa sigue con detenimiento las discusiones en el Congreso en torno al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) en el proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida. En diálogo con EconoJournal, el Delegado General de Eramet en la Argentina, Miguel Gimenez Zapiola, celebró la iniciativa del gobierno en cuanto al RIGI, pero marcó su preocupación por el déficit en infraestructura.

Centenario Ratones

El comienzo de la producción en el salar de Centenario-Ratones esta pautado para el tres de julio. El proyecto alcanzará su capacidad de producción máxima anual de 24.000 toneladas de carbonato de litio grado batería en 2025. Además de transformarse en el cuarto proyecto en producción en el país, transformará a Salta en la tercera provincia en producir litio luego de Jujuy y Catamarca.

Eramine utilizará allí un método de extracción directa de litio desarrollado por el grupo Eramet en Francia. A diferencia del método convencional y más difundido de obtención de litio por evaporación del agua en superficie, la tecnología de DLE desarrollada por Eramet implica la extracción de la salmuera del salar para su procesamiento químico en una planta. Es un proceso que permite reciclar hasta el 60% del agua insumida, por lo que requiere menos agua que con los métodos convencionales por evaporación. «Es una tecnología más amigable con el ambiente y eficiente», explicó Gimenez Zapiola.

La planta de Eramine en Centenario-Ratones.

La inversión total en el proyecto ascenderá a más de US$ 800 millones. De esa cifra, US$ 318 millones fueron absorbidos por proveedores en el país. Las instalaciones se ubican a 316 kilómetros de la capital de Salta, en el departamento de Los Andes, a 4000 metros de altura sobre el nivel del mar. El proyecto tendrá una vida útil productiva mayor a 40 años.

Respaldo al RIGI

La orientación que el presidente Javier Milei le está imprimiendo a la economía argentina despierta expectativas en el extranjero. Gimenez Zapiola celebró que el país este discutiendo un régimen para fomentar las inversiones. “Eso es inédito en la Argentina política de los últimos años, aplaudo que el Congreso debata esto”, afirmó.

Para el delegado de Eramet en el país la falta de volumen político del oficialismo en el Congreso y las gobernaciones es un dato que se tiene en cuenta en la medida que embarra la discusión del RIGI. “La oposición se está midiendo con el oficialismo y el oficialismo con sus propios aliados. Es difícil hacer un análisis específico y enfocado en el RIGI sin ver todo esto, pero aplaudo que esta discusión esta sucediendo”, analizó.

Déficit en infraestructura

Las empresas siguen analizando y discutiendo la letra chica del RIGI tras la obtención del dictamen para la Ley de Bases en el Senado. Gimenez Zapiola no duda que la aprobación del régimen hará que haya más proyectos mineros de litio y cobre, pero advierte que no esta habiendo suficiente discusión sobre cómo construir la infraestructura que será necesaria para ejecutar nuevos proyectos.

El freno a la obra pública explica en buena medida esa preocupación. “Creo que hay un potencial cuello de botella que la Argentina necesita resolver, que además es una gran incógnita hoy, porque el gobierno tiene una posición tomada respecto a la infraestructura, que quede en manos de los privados”, dijo.

“Necesitamos sentarnos Nación, provincias y empresas de las distintas industrias en una mesa para ver cómo resolvemos esto y poder aprovechar a pleno las oportunidades. La industria minera no puede desarrollarse sin infraestructura”, concluyó.

, Nicolás Deza

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Carlos Pascual: “El desarrollo de Vaca Muerta esta entre los más competitivos a nivel global”

Para Carlos Pascual el mundo está viviendo un tiempo difícil, un período desafiante como ninguno otro que haya visto antes. El vicepresidente senior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P Global Commodity Insights enumera frente a una audiencia en el Hotel Hilton de Puerto Madero las cinco claves geopolíticas que están definiendo el escenario global: la polarización política en Estados Unidos, el conflicto entre el gigante norteamericano y China, las necesidades de los países en vías de desarrollo desoídas por las potencias, la guerra entre Rusia y Ucrania y el futuro de Gaza en la guerra entre Israel y Hamas. Son conflictos que ponen en duda la capacidad del mundo de continuar con la transición energética y garantizar la seguridad energética a la vez.

Pascual lleva mucho tiempo observando y trabajando sobre el escenario mundial. Primero desde la diplomacia estadounidense: fue embajador en México y Ucrania. Posteriormente, la entonces secretaria de Estado, Hillary Clinton, le encomendó crear y dirigir una subsecretaria en Recursos Energéticos dentro del Departamento de Estado para posicionar a EE.UU. en la discusión global en torno a la transición energética. Tras dejar la diplomacia se incorporó a IHS Markit, la empresa de servicios informativos que se fusionó con S&P Global en 2022.

Carlos Pascual, vicepresidente senior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P Global Commodity Insights.

Tras finalizar su exposición en el Foro de Energía de Argentina organizado por S&P Global, Pascual recibió a EconoJournal para ahondar en los principales temas de la agenda política y energética global y el valor de la Argentina en el escenario mundial.

Comenzaste la presentación diciendo que estamos viviendo un tiempo difícil, en el sentido de los conflictos geopolíticos y cómo están afectando a la transformación histórica en términos energéticos y económicos que esta aconteciendo a nivel global. ¿Cuál es el conflicto principal?

Más que un conflicto principal, lo que hemos visto es un deterioro del orden internacional que le dio al mundo un medio para avanzar en materia de seguridad, política y economía por 70 u 80 años. Ese orden internacional ha explotado en algún sentido, no hay la confianza en los sistemas políticos, de seguridad y económicos que teníamos anteriormente, y al mismo tiempo estamos tratando de hacer una transformación que es histórica en su nivel y extensión. En un periodo de ahora al 2050 estamos tratando de hacer un cambio total en los sistemas energéticos del mundo. Hacerlo en un ambiente en donde el sistema de orden que tenemos para guiarnos se ha deteriorado, en donde tenemos conflictos significativos que están entonces creando más polarización globalmente, hace todavía más difícil atraer el tipo de unidad política y de inversión económica que es necesaria para ser exitoso. Por eso es que es tan desafiante, porque por un lado sabemos que lo tenemos que hacer, pero por otro, las condiciones políticas y económicos globalmente no necesariamente nos están ayudando.

-La relación entre China y Estados Unidos se ha tornado conflictiva. ¿Hay algún acuerdo entre estas naciones para evitar una escalada mayor?

El acuerdo es más sobre la necesidad de mantener contacto entre los dos países. Lo que estábamos viendo es que los contactos de alto nivel, entre los presidentes pero también entre los secretarios y ministros de los dos países, no estaban conversando. Por ejemplo, al nivel de los ministros de Relaciones Exteriores y de Defensa de los dos países. Esa falta de tener una comunicación regular aumenta todavía el peligro de que si algo negativo pueda acontecer, se pueda hacer todavía algo más grande y salir afuera de control. Creo que llegar a un acuerdo entre los dos presidentes, que teníamos que cambiar ese ambiente, era absolutamente esencial. Una de las áreas en donde se han enfocado, en donde piensan que puede haber posibilidad para poder avanzar es en la parte energética. Yo fui a China en diciembre del año pasado, inmediatamente después del COP 28 (Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático). Uno de los mensajes que se había transmitido particularmente del lado chino era que nos apareció que las compañías chinas recibieron más libertad para poder tener contacto con compañías de Estados Unidos. En el COP28 lo vimos en un evento en particular con el exsecretario de Estado de Estados Unidos y negociador de cambio climático, John Kerry con Xie Zhenhua, la persona que era el negociador de cambio climático para China. Tuvieron un evento para hablar de la importancia de la cooperación entre Estados Unidos y China sobre temas como metano, lo tomaron como un ejemplo específico. El mensaje era que esto es algo que sí podemos lograr, poder eliminar las emisiones de metano. Que tenemos que mantener la transparencia en las emisiones en nuestros dos países, pero globalmente también para poder lograrlo. Lo que oí en China cuando yo estuve ahí es un interés enorme en temas que están al centro de la agenda de transición energética en EE.UU, como Hidrógeno y captura de carbono. Temas que para China son importantes y lo que estaban tratando de entender es cuál es el mercado, si lo pueden lograr a dónde lo venden, y cómo crearlo en una manera que pueda ser comercialmente viable. Que es exactamente la misma pregunta que muchas compañías están haciendo en EE.UU. Y ahí abrimos la posibilidad de seguir avanzando entre, por ejemplo, nuestra compañía S&P y Chinese National Petroleum Corporation (CNPC) para ver si podíamos cooperar e intercambiar ideas. En el Cera Week, la conferencia que nosotros tenemos cada año en marzo, tuvimos un intercambio con ellos para comparar dónde estamos. En diciembre hay una conferencia grande en China que tiene CNPC en la que participaré. Vamos a tener unos side meetings ahí, particularmente sobre los temas de metano, para comparar cuáles son las acciones que se están aprendiendo. Creo que hay posibilidades y se tienen que utilizar. Creo que el mensaje en general de mantener contactos es importante, porque el ambiente político en EE.UU. se ha puesto más difícil con las elecciones. Porque no es popular dentro de Estados Unidos en el proceso de las elecciones tener una conversación con China. Es un riesgo que está tomando Biden. Pero es un ejemplo donde está poniendo por encima la importancia de seguridad nacional sobre el beneficio inmediato de estar contra China en el proceso de elecciones. Que no quiere decir que no vaya a tomar acciones, porque lo esta haciendo, en los aranceles recientes, por ejemplo.

-¿Cómo el resultado electoral en Estados Unidos puede afectar la dinámica de la relación con China?

Que vaya a seguir tensión entre Estados Unidos y China, mismo que sea el próximo presidente Joe Biden o Donald Trump, eso no me queda duda. La tensión va a seguir. Y los temas sobre semiconductores que mencioné anteriormente, comercio en Taiwán y el mar sur de China, van a seguir. Creo que la diferencia va a ser si, dependiendo del presidente, si ven la importancia de poder seguir un diálogo constructivo para reducir el nivel de riesgo. Y creo que en la parte de energía y cambio climático probablemente sería la diferencia más grande entre Biden y Trump. Biden por sus razones filosóficas y la manera que ve el mundo, va a seguir subrayando la importancia de cooperar sobre energía y particularmente ver qué se puede hacer sobre cambio climático, porque si los dos emisores principales no pueden cooperar, el mensaje para el resto del mundo es por qué trato. Ven la importancia, no solamente simbólica, pero en sustancia de poder mantener una cierta actividad y cooperación en la parte de Estados Unidos y China en cambio climático. La administración de Trump no le da importancia a ese tema.

-Putin viajó a China hace poco para afianzar la relación estratégica. ¿Cómo esa alianza puede incidir en los mercados energéticos globales?

Es una relación interesante, particularmente pensando en su evolución a lo largo de los años. Cuando empezó, era una relación entre iguales y en un sentido casi Rusia se sentía como el país con más poder y más influencia en la relación. Hoy es totalmente lo opuesto. China realmente es el país que tiene la capacidad para decidir la dinámica de la relación, y Rusia es el país que depende de China para el apoyo comercial, científico, económico y de seguridad. En la parte energética, se puede notar particularmente en la insistencia de Rusia que China se comprometa a una expansión del ducto de gas entre Rusia y China. China no ha tomado esa decisión. Para Rusia eso es importantísimo, porque cuando Rusia cortó la exportación de gas natural producto a Europa, fue su mercado principal. Cortaron alrededor de 120, 125 bcm por año en las exportaciones y no tenían para dónde mandarlo y no tenían la capacidad de aumentar la exportación de GNL porque la tecnología principal estaba con Shell y Total y ellos habían retirado las inversiones. Para Rusia esto se ha hecho un tema fundamental. Para China, poder importar petróleo de Rusia a un precio reducido, importar gas cuando quieran importar el gas, es realmente un beneficio económico y lo han utilizado y explotado cuando ha sido conveniente para China. Pero lo interesante para China es la lección que han aprendido, no quieren aumentar la dependencia ni de un país ni de una ruta para abastecer los mercados de energía. Por eso es que ha invertido tanto en energía renovable. Hoy China invierte cuatro o cinco veces más que Estados Unidos y más que Europa en energía renovable. Siempre oímos de China y el uso de carbón, han aumentado el nivel de inversión en carbón, pero lo tienen en un mercado de capacidad. Lo hicieron cuando vieron el aumento del precio de gas natural en el 2022, cuando Rusia cortó las exportaciones a Europa y esta entró en una competencia con China y el resto de Asia para todo el gas natural que podían obtener. La reacción de China fue vamos a crear más capacidad para utilizar carbón para generar electricidad, porque no se puede arriesgar que le corten el gas. La prioridad de la seguridad energética. No querían ser completamente dependientes de otro país como Rusia. Entonces están balanceando la cantidad que están importando a través de Arabia Saudita. No importa tanto el gas natural de ahí, pero el petróleo sí. Pero lo que también han hecho es avanzado las inversiones de Arabia Saudita en China para la producción de petroquímica, para que Arabia Saudita tenga un interés en China. Que no esté Arabia Saudita en una situación en donde tenga el incentivo de cortar su relación comercial con China porque ellos también tienen un interés ya invertido allí.

-Mencionaste el carbón en China. Algunos países en Asia no quisieron firmar un compromiso en las últimas COP para la eliminación del carbón. Al mismo tiempo, se habla del gas como la opción para reemplazar el carbón y así reducir las emisiones. ¿Cuáles son las restricciones institucionales y económicas que hacen difícil la transición del carbón al gas natural en Asia?

Para entenderlo uno tiene que empezar con China e India. Un tercio de la población del mundo está ahí entre los dos. Ya platicamos de la importancia de la nversión en energía renovable en China, invierten más en eso que cualquier otra cosa. Pero para mantener y seguir con inversiones en carbón, tuvieron que crear un mercado de capacidad, en el sentido que le están pagando a los que han construido esas plantas para mantenerlas en caso que sean necesarias. Lo hicieron porque cuando China demando que esas plantas fuesen construidas, la reacción inmediata del mercado fue que no querían porque se iban a utilizar muy poco, y tuvieron que crear un mercado de capacidad para poder hacerlo. Te dice algo de la reacción de China, que quiere asegurar tener un plan B, una alternativa, si en el futuro hay medidas políticas y económicas que se tomen en su contra, que ellos se puedan aislar del tipo de impacto que las sanciones tuvieron en Rusia al principio de la implementación de las mismas en el 2022. La situación en India es un poco diferente. Su preocupación es que, pese a todo lo que están aumentando el uso de energía renovable, particularmente solar, no lo pueden aumentar lo suficientemente rápido para poder decir que pueden eliminar el uso de carbón y por eso han tomado una meta de cero de emisiones para el 2070. En países como Indonesia es interesante. Tienen un programa que se llama Just Energy Transition Program, avanzado por el G20 y con financiamiento de 20 mil millones de dólares para la transición del uso de carbón a energía renovable. Pero para poder avanzar necesitan inversiones en las redes, en transmisión, en distribución. No tienen financiamiento para esa parte, tienen financiamiento para la generación. Entonces, lo que están tratando de hacer es utilizar el gas natural en su proceso de transición, empezar el proceso de reducir las emisiones, reconociendo que tienen que seguir con las otras inversiones en la red y en transmisión y distribución. El otro problema es que es un país de 17 mil islas. Cómo utilizar energía renovable en una manera efectiva en tantos lugares al mismo tiempo ha sido otro reto. Entonces, lo que estamos viendo es que cada país tiene una situación distinta y dependiendo del país, cuando uno mira una comparación en el uso de gas natural para la transición de carbón a otra cosa y lo comparas con, vamos a decir, energía solar y baterías, dependiendo del costo del capital, del costo del gas, la infraestructura que tiene, en algunos la solución inmediata, o en cinco años, debería ser solar y baterías. En otras, la solución será gas natural. La otra parte que importa es qué estás tratando de proteger. El ejemplo de Brasil ahora en Río Grande del Sur. Un desastre que han tenido, en donde el derrumbe es por cambio climático y el impacto que ha tenido en las inundaciones. ¿Cuánto tiempo durará el desastre? ¿Meses? ¿Año y pico? Entonces, si tu solución ahí era solamente energía renovable y baterías, tienes un problema. Si puedes utilizar gas natural, que es algo que pueda abastecer el mercado por algo que sea más que ocho horas, que es lo máximo que puedes tener con una batería al día de hoy, entonces tienes otro tipo de solución. Lo que estamos viendo ahora es que cada país tiene que hacer una evaluación, no solamente de cuál es la energía más barata, pero cuál es la solución sistemática para el sistema energético que pueda ser más barato y sostenible, y que pueda mantener la seguridad y la competitividad también. Cuando lo pones en ese contexto, las soluciones se hacen más complicadas, porque no es solamente lo más barato. Tengo que tener seguridad porque tiene que ser accesible. Tiene que ser sostenible para el futuro. Tiene que ser asequible, que la gente pueda afrontar el pago de esa energía. Finalmente que lo que estás haciendo pueda ser competitivo para la nación y para las empresas, que puedan crear trabajos y vender el producto.

-En este contexto global, ¿cuál es el valor de Argentina en particular?

En este proceso de transición energética, Argentina es uno de los países que pueda ser proveedor de todos los recursos que son necesarios para su país, para la región y en mercados globales. En gas natural y petróleo hemos visto que el desarrollo de Vaca Muerta esta entre los más competitivos a nivel mundial. La naturaleza de la producción del shale ofrece algo que se pueda aumentar y bajar la producción dependiendo de las condiciones del mercado, que es una ventaja en el mercado que tenemos el día de hoy. He platicado anteriormente sobre la importancia de la energía eólica dentro de este país que puede ser un beneficio enorme. El litio que existe aquí se está empezando a explotar. El procesamiento creo que puede ser otra área. Cuando pensamos sobre la refinación, que el día de hoy refinación quiere decir gasolina y diésel y jet, pero para el futuro la refinación quiere decir otras cosas como el procesamiento del litio, que va a ser fundamental para las cadenas de valor de transición energética. Esto implica potencial económico para este país, potencial para abastecer mercados con los vecinos, particularmente Brasil y Chile, para el futuro y para poder abastecer mercados. La región en donde se encuentra más litio en todo el mundo después de Australia es en esta área. Creo que el potencial para la Argentina es importantísimo y refuerza la importancia de poder seguir con las reformas que se están avanzando ahora para llegar a ese punto en donde la Argentina tenga la estabilidad necesaria para poder seguir atrayendo inversión doméstica e internacional.

-En materia de nearshoring en el continente americano, ¿hay alguna iniciativa regional para traer esas cadenas de valor a todo el continente o todavía es algo que están aprovechando algunos países puntuales como México?

La dinámica política está cambiando particularmente influida por la tensión entre Estados Unidos y China. Como habíamos platicado, no creo que eso va a cambiar dependiendo del resultado de las elecciones en Estados Unidos. Esa dinámica está impulsando una reconsideración de las cadenas de valor globalmente. El beneficio principal, el primero, ha sido en el sureste de Asia porque ha sido lo más fácil para relocalizar esas cadenas, pero la intención es acercarlas más cerca a casa. Aquí sí creo que hay un potencial enorme para América Latina y aquí los recursos hacen una diferencia también. Donde se encuentra litio y cobre es aquí en Sudamérica. El potencial para el procesamiento en esta región creo que es grande también. Lo que falta es el nivel de actividad, particularmente en la parte de Estados Unidos, en recursos y el impulso para la inversión que tiene que venir. Aquí, cuando uno empieza a comparar la iniciativa que se llama Belt and Road Initiative de China y las herramientas que tiene Estados Unidos entre Development Finance Corporation y el Ex-Im Bank, no hay mucha comparación. Realmente China está invirtiendo más dinero que Estados Unidos. Si Estados Unidos quiere encontrar que su retórica resulte en acciones que puedan ser competitivas frente a los impulsos de China entonces va a tener que cambiar la tendencia de inversión, que todavía a este punto no ha hecho.

-Un dato interesante de las últimas dos COP en Emiratos Árabes Unidos y Egipto es que son dos países que están construyendo centrales nucleares de distintos proveedores. La energía nuclear esta entrando en países en vías de desarrollo nuevamente. ¿Qué estás viendo ahí?

Son dos países con características muy distintas. No voy a comentar sobre Egipto porque honestamente no sé el estatus que tiene el desarrollo del programa nuclear ahí. En los Emiratos, uno de los compromisos fundamentales que asumieron es que todo el uranio que usen luego va a ser reprocesado en otro lugar. En Francia particularmente ahora, y si Estados Unidos eventualmente va a llegar ahí es otra cosa. Y se han comprometido a no mandarlos a Rusia. Lo que estamos viendo es que la energía nuclear puede ser una herramienta de cero carbono que puede contar por alrededor del 20% de la generación de energía eléctrica globalmente. Si quitamos la posibilidad del uso de energía nuclear del marco de transición energética pues no solamente se hace más difícil pero es casi imposible ver cómo llegamos a las metas que tenemos. La innovación en energía nuclear particularmente con lo que llaman los Small Modular Reactors se ha hecho importantísimo por dos razones. Uno es que es un sistema cerrado que le da más seguridad y segundo porque tienes la capacidad de potencialmente utilizarlo en lugares que son difíciles de llegar, en donde a lo mejor pueden tener un costo que sea más alto que la red. Pero si esos lugares son áreas tan extremas que la alternativa es no tener energía, el costo alto de energía puede ser más barato que no tener energía. Entonces aquí se empiezan a abrir alternativas que son interesantes, por eso estamos viendo el nivel de interés y de inversión en la innovación de energía nuclear, particularmente en los Small Modular Reactors. Para entender cómo se pueden utilizar no necesariamente para la red, pero utilizarlo en distintas áreas que sean remotas, y también utilizarlo como un backup cuando sea necesario.

, Nicolás Deza

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YPF avanza en la aplicación del modelo Toyota en la industria petrolera

El presidente y CEO de YPFHoracio Marín, fue recibido por el presidente de Toyota ArgentinaGustavo Salinas, en la planta de la automotriz en la localidad de Zárate. Este primer encuentro les permitió a las autoridades de YPF conocer la implementación del Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial. Esta visita forma parte de las metas que fijo Marín para la compañía quien, en el Vaca Muerta Insights -evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal- adelantó que uno de los objetivos era aplicar la industria automotriz en la industria petrolera y hacer que la construcción del pozo sea igual a la construcción de un automóvil.

Modelo de trabajo

El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de Toyota que se ha estudiado en todo el mundo. Es una manera de hacer que tiene como pilares el justo -a-tiempo y el “Jidoka” que puede traducirse como “automatización con un toque humano”. Se basa en la premisa de facilitar el trabajo a las personas eliminando la “muda”, es decir, los procesos inútiles, lo que no contribuye al objetivo final, siempre buscando la mejora continua o “Kaizen”, según precisaron.

El TPS se aplica en todas las áreas de Toyota, desde la producción hasta el servicio al cliente. Y es adaptable a cualquier proceso productivo o administrativo. Toyota Argentina colabora con otras empresas y organizaciones para aplicar el TPS en sus propias actividades. YPF Luz es una de ellas, que lo incorporó en 2021 y ha obtenido importantes mejoras en sus procesos de compras, comercio exterior y entrega de materiales.

“En el marco del Plan estratégico que anunciamos en YPF buscamos hacer foco en la definición de estándares de clase mundial para ser eficientes, reducir los costos y aumentar la productividad. Para lograr ese objetivo vinimos a Toyota, con quienes nos une un vínculo estratégico, con la finalidad de conocer y aprender de ellos a partir de la metodología de TPS”, afirmó Horacio Marín, el presidente y CEO de la compañía.

La visita

Según indicaron desde las compañías, esta visita reafirma el compromiso y la alianza que une a ambas compañías, que tienen una larga historia como socios estratégicos, trabajando juntos y acompañando la evolución tecnológica. “Desde 2018, venimos desarrollando junto a YPF diferentes ejes estratégicos que abarcan desde la provisión de energía eléctrica renovable hasta el suministro de combustibles y la participación conjunta en actividades de motorsports. La implementación del Toyota Production System (TPS), con el que venimos trabajando junto a otras empresas e instituciones, nos permitirá afianzar esta alianza y seguir explorando nuevas oportunidades de colaboración entre ambas compañías”, afirmó Gustavo Salinas, presidente de Toyota Argentina.

YPF es el proveedor del combustible y lubricantes para el primer llenado de todos los vehículos Toyota y para la flota propia a través de YPF Ruta. También, Toyota recomienda la utilización de INFINIA en sus vehículos porque tiene certificación TOP TIER, supera los máximos niveles de calidad y permite el mejor desempeño de los motores más exigentes.

Este vínculo con Toyota se extiende también a los equipos de competición. YPF LUZ es su proveedor de energía eléctrica, acuerdo que le permitió a Toyota ser la primera empresa en fabricar sus autos con electricidad 100% renovable.

, Redaccion EconoJournal

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EXCLUSIVO: Las tarifas de electricidad aumentarán en junio entre 65% y 85% como mínimo para usuarios de ingresos medios y bajos

El gobierno elevará el precio estacional de la energía a $57.214 por megawatt por hora (MWh) para todos los usuarios residenciales de electricidad, pero a los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) y medios (Nivel 3) les aplicará sobre ese valor una bonificación del 71,9% y 55,9%, respectivamente. Una vez hecho el descuento, el valor de la energía mayorista para un hogar N2 trepará un 439% (de $2981 a $16.074 por MWh) y el impacto en la factura será de al menos el 65%, mientras que para un hogar N2 la suba del componente mayorista será de 571% (de $3756 a $25.219) y el impacto final llegará como mínimo al 85%.

Debido al congelamiento que arrastra el componente mayorista de la electricidad desde el año pasado, su incidencia actual en la tarifa de los N2 y N3 se ubica actualmente en torno al 15%. Es por eso que la factura final subirá como mínimo entre 65% y 85%, respectivamente. El problema es que ese porcentaje se aplicará sobre una base sustancialmente más alta a la que los hogares más pobres venían pagando en febrero porque ya debieron afrontar una suba de 500% en los márgenes de distribución y transporte que provocaron un ajuste en la tarifa final que estuvo en torno al 300%.

Ministro de Economía, Luis Caputo.

Topes al consumo

Economía tomó además la decisión de topear el consumo subsidiado de los usuarios de bajos ingresos, para los cuales hasta ahora no existía ningún límite. Por lo tanto, los N2 pagarán ese precio mayorista bonificado solo por los primeros 350 kWh mensuales. El resto del consumo se calculará a $57.214, un 1819% más de lo que venían pagando hasta ahora por el componente mayorista.

Los hogares de ingresos medios sí tenían un tope que era de 400 kWh mensuales y que ahora se reducirá a 250 kWh. Por lo tanto, la suba del 85% terminará siendo sustancialmente mayor para los que consuman electricidad por encima de ese tope.

En esta ocasión, los menos perjudicados por el aumento son los usuarios de altos ingresos (Nivel 1), el 35 por ciento de los hogares, porque ya venían pagando la energía mayorista a un precio sustancialmente mayor que el resto. Para ellos el precio de ese componente trepará 28,8% (de $44.401 a $57.214), lo que implica un impacto de cerca de 10% en la factura final.    

Cambio de modalidad

El anuncio implica un cambio en el modo en que se visualizan los subsidios. Hasta ahora, la energía mayorista tenía un precio diferencial de acuerdo a la segmentación. Sin embargo, en el Anexo 1 de la resolución que se publicará en las próximas horas se fija un único precio de la energía mayorista y se aclara con un asterisco que “para los usuarios residenciales categorizados como N2 y N3, al valor consignado, se le aplicará la bonificación fijada por la Secretaría de Energía”.

Esa bonificación figura en la resolución 90/2024 firmada por el secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo. En el inciso b del artículo 4 dice que “los consumos base de los usuarios del Nivel 2 tendrán una bonificación del setenta y uno coma noventa y dos por ciento (71,92%) sobre el precio definido para el Segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 2 será valorizado al precio definido anteriormente para N1”.

A su vez, en el inciso c del mismo artículo dice que “los consumos base de los usuarios del Nivel 3 tendrán una bonificación del cincuenta y cinco coma noventa y cuatro por ciento (55,94 %) sobre el precio definido para el segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 3 será valorizado al precio definido anteriormente para N1”.

Esta nueva modalidad ya había sido anticipada en el artículo 5 del decreto 465/2024 publicado el martes pasado con el que el ministro de Economía Luis Caputo dejó sin efecto el tope anual de aumentos para los usuarios de ingresos medios y bajos. Allí se facultaba a la Secretaría de Energía a “aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial. A tal efecto, la Autoridad de Aplicación podrá fijar el nivel de los descuentos o bonificaciones que recibirán los beneficiarios durante el Período de Transición”. El período de transición fue figado por 6 meses con la posibilidad de ser extendido por otros 6 meses más.

Reducción de subsidios

Tal como anticipó Econojournal el sábado, el gobierno tomó la decisión de recortarle los subsidios a los usuarios Nivel 2 y Nivel 3 luego de analizar un informe interno donde se advierte que el costo fiscal por seguir manteniendo congelado el precio mayorista de la energía para el 65% de los hogares iba a trepar a US$ 650 millones mensuales durante junio, julio y agosto.

Esos US$ 1950 millones no contemplan la licitación de urgencia que realizó Cammesa la semana pasada para comprar 12 barcos con combustible líquido en medio de la crisis que provocó la falta de gas, ni el buque de Petrobras que se contrató sin licitación y que casi termina sin descargar por un problema con la carta de crédito. Por lo tanto, está claro que ese monto es una proyección conservadora porque la cuenta terminará siendo mayor.

, Fernando Krakowiak

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YPF logró el récord de etapas de fracturas por set en Vaca Muerta: la razón por la cual la actividad mostró una leve caída durante mayo

Con 1584 etapas de fractura, el mes de mayo volvió a arrojar cifras positivas en la actividad de Vaca Muerta. Si bien el número es menor a las 1600 registradas en abril, la producción arrojó un aspecto positivo en vistas al futuro de la industria.

Se trata de YPF, que logró el récord de etapas de fracturas por set: fueron 283 a través de Halliburton, las cuales se acercan a las 290 que busca alcanzar desde hace tiempo la compañía con control estatal.

Los datos se desprenden del informe que presenta mes a mes Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, quien precisó que este hito “no debe tomarse como un número teórico”, dado que no todos atraviesan estas condiciones. Sin embargo, sí permite prever que los límites técnicos pueden estirarse.

Multiplicando esa cifra por los 10 sets de fracturas que hay en Vaca Muerta son 2830 etapas de fractura. Es un caso extremo, repito, hoy no están todos en esas condiciones”, explicó Fucello a EconoJournal.

“El promedio de etapas por set de fractura es alrededor de 180. Eso es la eficiencia promedio, 180 etapas por mes. El límite que YPF había visto hace ya un par de años lo está logrando”, agregó.

Baja en la actividad

Respecto a la leve merma registrada durante mayo, la movilización de un set de fractura de Halliburton ocasionó esa pequeña baja en la actividad: se trata de un set -que habitualmente opera para Shell, Chevron y otras compañías- que fue derivado para realizar el Pozo Maypa X-1 del proyecto Palermo Aike en Santa Cruz.

“Eso se hizo sentir a la hora ver las etapas totales en Vaca Muerta. Un set de fractura hace más de 200 etapas al mes, y a este se lo movilizó para hacer tres etapas en el Maypa X-1. También muestra lo al límite que está el equipamiento, porque si se quiere hacer un pozo exploratorio en algún otro lugar, se cae considerablemente la actividad”, indicó Fucello.

Luego precisó: “Fueron 200 etapas que no se hicieron en Vaca Muerta (podría haberse registrado un récord) y un set que se movilizó para hacer un pozo exploratorio. Si bien hubo grandes avances a la hora de perforar los pozos de Vaca Muerta (se perforan más rápido, más largos, más finitos), hoy en día el cuello de botella está en la cantidad de equipos que hay disponibles”.

“En la cuenca hay 34 equipos de perforación en total. De los cuales este año se van a traer dos nuevos de afuera. Y dos equipos que estaban para convencional se los va a acondicionar para poner en Vaca Muerta, entonces se espera que hayan 38. Previendo este aumento de actividad, si no se traen equipos de perforación los set de fractura se van a quedar sin pozos para poder fracturar”, completó Fucello.

Ranking de fracturas

En mayo, precisamente en el detalle de las compañías operadoras, YPF se posicionó en el primer lugar con 750 fracturas, seguido por Vista, con 185 punciones, Tecpetrol con 175 y Pluspetrol con 142.

El resto del listado lo completan Tecpetrol con 175 etapas, Pluspetrol con 142, Phoenix con 120, Shell con 113 y Pan American Energy con 99.

Halliburton, por su parte, fue la compañía de servicio con más etapas registradas (615), seguida por SLB (433), Tenaris (295), Weatherford (142) y Calfrac (99).

, Mauricio Luna

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Bertotto Boglione participó de la Expo San Juan Minera

Por décimo año consecutivo, se llevó a cabo la Expo San Juan Minera, uno de los encuentros más importantes del sector. En esta edición hubo más de 22.000 personas de todo el país, autoridades nacionales y provinciales, y comitivas internacionales provenientes de España, Perú, Chile, Brasil, Polonia, Canadá, Estados Unidos y Alemania.

La minería es uno de los pilares estratégicos para el crecimiento sostenible de nuestro país. Existen innumerables proyectos en diferentes etapas, puntualmente en San Juan hay varios de cobre muy avanzados como Josemaría, Filo del sol, Los Azules, Pachón, entre otros.  Veladero de oro y plata. En litio, hay tres proyectos en producción y una veintena con diferentes grados de avance. Este contexto favorece a la cadena de valor metalmecánica, de la que Bertotto Boglione forma parte.

María Rosa Miguel, vicepresidenta de la empresa cordobesa, resaltó la importancia de ser parte, con foco en la conexión con potenciales clientes, sus necesidades y la proyección de sus inversiones. “Ellos tienen la visión de la realidad del día a día de los proyectos y nosotros podemos colaborar en instancias que nos permitan desarrollar más y mejores soluciones”, afirmó la directiva.

Por otro lado, María Rosa Miguel resaltó el innegable valor del combustible en las diferentes etapas de un proyecto minero: “Proveemos diferentes soluciones para el almacenamiento y despacho de diésel, estas operaciones se realizan en su mayoría a más de 4.000 metros de altura, al pie de la cordillera, y con temperaturas varios grados bajo cero, con lo cual deben respetar estrictas regulaciones”.

El rol de los insumos en el sector

Además de combustible, dependiendo del proyecto, se requiere también almacenamiento de otro tipo de productos químicos necesarios para el proceso. “Éstos se desarrollan con el cliente, donde nuestro equipo de ingeniería es muy relevante para entender cuál es la solución adecuada para el tipo de producto, manipulación y las condiciones ambientales donde se utilizará”, sostuvo la vicepresidenta de Bertotto Boglione.

A ello agregó: “Nuestros productos en este sector, en su gran mayoría, no son estándar, como se explicaba anteriormente, se desarrollan para brindar una solución específica y que varía de acuerdo al producto que se almacenará, al uso y las condiciones ambientales. Se trata de elementos únicos desarrollados y fabricados para satisfacer una necesidad”.

Bertotto Boglione: objetivo comercial en Expo San Juan

Eventos como el que se desarrolló en San Juan tienen por objetivo la presencia comercial y técnica permanente en la zona, lo que permite relevar las necesidades de los productores y, así, ofrecer la solución adecuada.

“El diferencial de Bertotto Boglione es justamente ese: entender la necesidad de almacenamiento fija o móvil y ofrecer la solución adecuada en cada caso, teniendo como fortaleza el equipo de ingeniería especializado para hacerlo. En estas soluciones el cuidado ambiental siempre debe estar presente en el diseño y fabricación”, sentenció María Rosa Miguel.

La directiva agregó que “el gran potencial del sector requiere de inversiones para despegar exponencialmente, estas inversiones requieren políticas claras y sostenibles en el tiempo, seguridad jurídica e impositiva, adecuación laboral y previsibilidad cambiaria”.

Finalmente, la vicepresidenta de la compañía cordobesa resaltó la proyección empresarial: “Es muy importante aprobar leyes que garanticen este contexto, para atraer esas inversiones y que derramen en el entramado productivo y social. En esto, es importante considerar que ese entramado está conformado por Pymes, motores de empleo genuino en todo el país, a las que también hay que incentivar con políticas que favorezcan la competitividad, generando un círculo virtuoso, ya que por la naturaleza de las Pymes reinvierten sus ganancias en el propio negocio generando más y mejor empleo”.

, Redaccion EconoJournal

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Soluciones de transporte para el sector minero y planes de descarbonización

Scania, la firma proveedora de soluciones de transporte se hizo presente en la Expo San Juan Minera, que tuvo lugar en esa provincia en el predio Cepas Sanjuaninas. Allí la compañía de origen sueco exhibió su camión XT Heavy Tipper 10×4, el modelo destinado y diseñado para la actividad minera. En el país, la firma es miembro firmante del Pacto Global de Naciones Unidas, adhiriendo a sus 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y a la Agenda 2030 por la lucha contra el cambio climático. Es por esto que Lucas Woinilowicz, gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios; y Julián Rosso, jefe de Ingeniería de ventas de Scania, en diálogo con EconoJournal, detallaron cuáles son los objetivos de la compañía para los próximos años, dieron cuenta de cuáles son sus proyectos destinados a la descarbonización y de la sinergia que existe con la actividad minera.

Woinilowicz aseveró: “Nos encontramos trabajando con soluciones diésel y queremos que los vehículos que lo utilizan consuman menos. En 2018 comenzamos a operar con vehículos a gas natural. Queremos generar esta masa crítica de vehículos a gas que tenemos hoy aprovechando la infraestructura, la matriz energética existente. Pero también comenzamos a plantear las soluciones con biometano, gas que se obtiene de la descomposición de la materia orgánica”.

Lucas Woinilowicz y Julián Rosso

El GNC como primer paso

El gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios explicó que el GNC, para el transporte, tiene grandes oportunidades porque permite aprovechar la infraestructura existente. En esa línea se refirió a la electrificación y consideró: “Hay que plantear todo el tema de infraestructura, reciclado, segunda vida, infraestructura de carga. Hay un montón de cosas que hay que solucionar. Y todo esto lleva inversiones extraordinarias, tiempo, marco legislativo que no existe. Todo esto lleva tiempo, años, discusiones y con el gas ya lo tenemos resuelto. La estrategia es comenzar con gas natural. Estamos parados arriba de Vaca Muerta, una fuente genuina de dólares, de inversiones”.

Biometano

Respecto a la posibilidad de alimentar la flota de Scania a través de biometano, Woinilowicz precisó que la mayoría de los municipios en todo el país posee su propia planta de líquidos cloacales y que eso representa un potencial de gas enorme que en su mayoría se ventea, se quema o libera sin quemar.

“La idea sería captar ese metano con un proceso de upgrading, para llevarlo a la calidad que necesita un vehículo para funcionar y a partir de ahí utilizar ese gas para mover un camión. La recolección de residuos o el transporte urbano de las ciudades se podría propulsar con los mismos residuos que genera la comunidad y esto permitiría un proceso de economía circular, un combustible carbono neutral, y con la ventaja de que podemos aprovechar la infraestructura existente”, planteó el ejecutivo de Scania.

También, informó que hoy hay mil camiones circulando por la Argentina -contando los de Scania y el resto de las compañías del segmento de transporte- que se encuentran funcionando a gas natural y que, por lo tanto, podrían funcionar con biometano en los próximos años. “Tenemos diésel que es el punto de partida. La transición va a ser con gas natural y el biometano es el combustible que nos va a permitir descarbonizar el transporte en la Argentina”, expuso Woinilowicz.

La sinergia con la actividad minera

Respecto a la minería y al uso de biometano y gas natural en los camiones, el gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios señaló que “habrá que evaluar cuales son las opciones porque a 4.000 metros de altura no hay estaciones de gas, ni gasoductos. Hay limitaciones técnicas para los vehículos entonces ahí quizás sí será conveniente buscar la mejor solución diésel, buscar el camión que menos consuma, con el conductor o conductora más capacitado y adaptar cada tipo de operación a la mejor opción posible”.

Asimismo, sumó: “Seguramente dentro de algunos años tendremos camiones 100% eléctricos alimentados por paneles solares alimentados por la misma mina que permitirán abastecer de energía a los camiones”.

Por su parte, Rosso brindó detalles del camión XT Heavy Tipper 10×4, que forma parte de la línea “Scania Heavy Tipper”, específica de la compañía para la minería. En ese sentido, el ejecutivo explicó que “los vehículos tienen componentes diseñados para el tipo de tarea del sector, en el que hay operaciones mucho más duras, y la disponibilidad es un factor crucial porque la productividad de la mina depende de la disponibilidad de los camiones”.

A su vez, exhibió que se trata del camión de mayor capacidad, con 71 toneladas brutas. “Es un camión de línea amarilla tradicional, con la ventaja de estar apañado con todo lo que es el sistema modular de Scania, la producción, la disponibilidad de repuestos, la posibilidad de atenderlo en cualquier sucursal de la marca sin ningún tipo de requisito especial”, afirmó Rosso.

Sobre el vehículo remarcó que la idea de la compañía fue tener un producto que sea competitivo no solamente a nivel de carga neta, sino que también tenga rapidez para circular dentro de la mina.

“Es un producto competitivo a nivel de carga por día. Es sencillo de mantener. Tiene compatibilidad con los camiones de ruta. La accesibilidad de repuesto, la facilidad de reparación es altísima. Hemos diseñado algo para la minería, pero haciendo uso de componentes de alta disponibilidad para darle respuesta a nuestros clientes”, aseguró el jefe de Ingeniería de ventas de Scania.

Por último, señaló que desde la compañía vienen poniendo foco en la minería y en el petróleo. “Hay un montón de vehículos de aplicaciones de suministro. Tenemos un amplio porfolio de productos para la industria. Tenemos muchísima presencia, trabajos con niveles de carga altísima donde la disponibilidad es clave”, finalizó. 

, Loana Tejero

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Los desafíos de garantizar la cobertura médica en la actividad minera

SAN JUAN (enviada especial)-. Hace ya 10 años, Emergencias, la empresa dedicada a la atención médica extra-hospitalaria, ofrece atención en Vaca Muerta y hace cinco apostó por la minería, la industria de los metales y el litio. La apertura hacia otros sectores comenzó en San Juan, cuando la firma ganó el primer contrato, para ofrecer servicio en el proyecto Josemaría, y luego siguió con Salta, Jujuy y Catamarca. En diálogo con EconoJournalIgnacio García Torres, director ejecutivo de la compañía; y Lucio Pisacane, jefe comercial de Operaciones Complejas de la compañía, detallaron cuáles son los desafíos y proyectos en materia de salud para acompañar el desarrollo del sector minero en el país.

García Torres advirtió que “el sistema de salud en la Argentina está atravesando un momento crítico. Se están replanteando las formas de cómo se financia el sistema y esto impacta en la capacitación, en los recursos médicos y de enfermería. Por eso debemos analizar cómo podemos aprovechar y potenciar la tecnología para poder implementarla en los campamentos mineros”.

Proyecciones

El director ejecutivo de la compañía indicó que la proyección es que en los próximos cinco años los médicos y enfermeros puedan atender a los trabajadores desde la ciudad, sin necesidad de trasladarse hacia la mina y así reducir el número de profesionales de la salud que se encuentran en los campamentos. “Se podría responder a la primera atención con telemedicina. Sería algo más eficiente y económico. Se puede llegar a aplicar. Hay que ver nuestro servicio a través de la tecnología que ya existe, de la Inteligencia Artificial (IA) para poder lograr una sinergia”, precisó el ejecutivo.

Ignacio García Torres y Lucio Pisacane

En esa misma línea, Pisacane planteó que “el gran desafío de la minería es ser rentable en el proceso de exploración y de prefactibilidad. Nosotros como compañía de salud tenemos que ser flexibles con eso y la tecnología nos da esa oportunidad. El poder cubrir las necesidades básicas de un colaborador de un campamento de forma remota. Eso va a dar un beneficio económico enorme”.

Desafíos

La compañía está presente en el proyecto Josemaría, un yacimiento de cobre, oro y plata, localizado en el extremo noroeste de la provincia de San Juan, en el departamento Iglesia. Para los próximos años se prevé que la iniciativa cuente con 7.000 personas trabajando en el proyecto. En base a esto, el director ejecutivo aseveró: “Nosotros debemos darle a toda esa gente la cobertura médica y eso va a requerir capital humano. También, infraestructura de medicina laboral que no hay. El centro de medicina laboral está dentro de nuestros proyectos. Montarlo para acompañar el crecimiento. Estamos viendo de ampliar todo lo que tiene que ver con la logística. Transportar 7.000 personas va a ser un desafío”, aseguró.

Iniciativas

Pisacane adelantó que se encuentran trabajando con la Fundación Emergencias, la parte académica de la compañía, en la capacitación del personal de salud en las comunidades.

“Capacitamos a los médicos y enfermeros de los hospitales del Departamento de Iglesia y eso es algo que va a continuar. Estamos en contacto con las autoridades de Calingasta para reforzar esto y planificar lo que va a ser la explosión de los campamentos en el corto plazo”, comentó el jefe comercial de Operaciones Complejas de la firma.

Nueva sucursal

La compañía inauguró el 23 de mayo una nueva sucursal en la ciudad de San Juan, ubicada en Brasil 37 Este. “Tenemos casa nueva en San Juan. Esto significa seguir invirtiendo en la provincia. Es compartir nuestra casa con nuestros clientes y proveedores y mostrarles también hacia dónde va nuestra compañía en los próximos cinco años en la provincia. Estamos esperando que salga el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Todas las empresas coinciden con esto”, expresó García Torres.

En esa línea, Pisacane afirmó: “La transición energética nos posiciona en un lugar estratégico para el mundo y también para nosotros como país. Lo hemos identificado y lo estamos acompañando. En el norte con el litio, en San Juan con la minería de metales. Se están dando las oportunidades que hemos estado buscando hace muchos años en esta industria”.

Por último, el director ejecutivo de Emergencias concluyó que “a nivel país la minería va a ser un motor grande de crecimiento esté el partido político que esté. Entendemos que los ingresos, las divisas, las grandes inversiones, van a estar en esta industria y la queremos acompañar”. 

, Loana Tejero

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Designaron a Verónica Staniscia como presidenta de la Cámara de Comercio Argentino – Holandesa

El pasado martes 7 de mayo se celebró una Asamblea General Ordinaria donde fueron elegidas las nuevas autoridades la Cámara de Comercio Argentino -Holandesa. Verónica Staniscia, gerente de Relaciones Corporativas de Shell Argentina, fue nombrada como la nueva presidenta de la Cámara.

Nueva Comisión Directiva

La nueva comisión directiva quedó integrada por Jorge Figueroa, como vicepresidente; Guido López, como secretario; Nicolás Boot, como tesorero; Sven Plederlet, como prosecretario Salentein; y Patricia Eindhoven, como protesorera Bago.

, Redaccion EconoJournal

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Gastón Gaudio, el ambicioso intermediario que promete destrabar la venta de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta

ExxonMobil tomó el año pasado la decisión de vender sus yacimientos en el país para concentrarse en otros activos estratégicos a nivel global, como los que posee en Permiam y Guyana. EconoJournal informó en marzo que hay siete petroleras interesadas quedarse con las áreas emplazadas en Neuquén. La operación involucra a Qatar Petroleum, compañía estatal de ese país, que controla el 30% del paquete accionario de esos activos. Debido a ello, el ex tenista Gastón “El Gato” Gaudio, amigo personal del emir de Qatar, comenzó en las últimas semanas a contactarse de forma privada con referentes de las petroleras interesadas para ofrecerles agilizar la operación a cambio de una comisión por las tareas de intermediación.

Dos fuentes sin contacto entre sí confirmaron a EconoJournal que el último argentino en ganar el torneo de Roland Garros efectivamente comenzó a ofrecer sus servicios haciendo valer el estrecho vínculo con el emir Tamim bin Hamad Al Thani, el mismo que le puso la capa a Lionel Messi cuando Argentina ganó la Copa del Mundo en diciembre de 2022.

Al Thani le pone la capa a Lionel Messi en Qatar.

Cuando se contacta con las petroleras, Gaudio afirma que tiene un poder a nombre del Emir para destrabar el proceso de venta en favor de la empresa que le dé un porcentaje al extenista y a Qatar Gas. Quienes están detrás de los activos de Exxon son Pluspetrol, Tecpetrol, YPF, Pampa, Pan American Energy (PAE), Shell y Vista, que presentó una oferta conjunta con Geopark. «A nosotros nos consultó, pero Gaudio no tiene nada que hacer en este proceso de venta», señaló a EconoJournal el ejecutivo de una de las compañías interesadas. Consultados por este medio desde Exxon evitaron hacer comentarios.

Si bien la compañía estatal de Qatar no posee en rigor un derecho de preferencia para comprar el 70% que está vendiendo la petrolera norteamericana, las fuentes consultadas señalaron que su aval podría incidir favorablemente para concluir el proceso en favor de alguno de los interesados.  

ExxonMobil tenía la expectativa de recibir unos US$ 1000 millones por sus activos en Vaca Muerta, de los que se destaca Bajo del Choique, un campo con importantes reservas probadas de shale oil, pero no se destacarta que la cifra a la que se concrete la venta pueda llegar incluso a ser más elevada. Por lo tanto, cualquier porcentaje de intermediación supone una cifra millonaria.

Amigo y socio del emir

Gaudio es socio del emir en Baguales Mountain Reserve, un complejo exclusivo de ski ubicado a 60 kilómetros de Bariloche, donde en 2020 Agustín Crupi, amigo del extenista, murió sepultado por una avalancha. Además, Gaudio viene haciendo lobby para Qatar desde hace varios años.

En noviembre de 2016, el gobierno de Mauricio Macri firmó un memorando con Qatar para crear un fondo argentino-catarí por 1000 millones de dólares estadounidenses para obras de infraestructura en Argentina que incluía fondos de la Administración Nacional de la Seguridad Social (Anses). El encargado de llevar adelante las negociaciones fue Horacio Reyser, hasta entonces asesor con rango de subsecretario de Macri en inversiones extranjeras. A medida que avanzaba la negociación, Reyser fue compartiendo información privilegiada con Gaudio, quien a su vez se la reenvió a su socio y amigo Nicolás Rosendi.

Gastón Gaudio junto al emir de Qatar Tamim bin Hamad Al Thani

Con esa información, Rosendi comenzó a reunirse con empresarios argentinos para ofrecerles participar de las inversiones de Qatar Investment Authority y poner a disposición sus servicios, adelantándose a los acuerdos entre ambos Estados gracias a la información privilegiada que fue recibiendo de Gaudio. “Yo trabajo con gente de Qatar, pero nada oficial”, le dijo a Perfil el 22 de septiembre de 2016 Gaudio cuando se abrió una causa por los delitos de estafas y defraudaciones, administración fraudulenta, y negociaciones incompatibles con el ejercicio de funciones públicas.

En 2022 Gaudio también hizo lobby en favor de la billetera virtual Total Coin y de la aseguradora San Germán, compañías controladas Rosendi, para que las distribuidoras gasíferas pudieran incluir en las facturas de gas la venta de seguros ‘de continuidad’ para que, en caso de fallecimiento del titular del servicio, la aseguradora se haga cargo del pago de la boleta de gas durante seis meses. Es decir, para evitar que le corten el servicio por falta de pago.

, Redaccion EconoJournal

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Tarifas: advierten que por priorizar la recomposición del segmento regulado, el gobierno podría gastar más subsidios este invierno que en 2023

Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de la consultora EcoGo, y Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, analizaron que el gobierno prioriza la recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) y del margen del transporte que cobran las compañías del segmento regulado y, de esa manera, aún no resolvió cuánto aumentarán las tarifas para los hogares N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios), con lo cual, los subsidios podrían acrecentarse este invierno con relación al mismo período de 2023. Ambos analizaron la actualidad de la política energética y la macroeconomía en una charla organizada este lunes por EconoJournal, que tuvo como disparador la pregunta: “¿Es consistente la política energética del gobierno de Javier Milei en términos macroeconómicos?”.

Faltante

Sobre las últimas restricciones en el suministro de gas natural que registró el país, sobre todo en estaciones de GNC y en industrias y grandes comercios con contratos interrumpible y –también- en firme, Nicolás Arceo subrayó que “el gobierno tenía planificado comprar tres cargamentos de GNL en mayo y el primero iba a entrar a fines de ese mes, con lo cual, para mayo sólo había planificado dos cargamentos. Para comparar, en mayo del año pasado se compraron 12 cargamentos de GNL. Con lo cual, la Argentina este 2024 tenía previsto importar 16 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de GNL en mayo de 2024”.

“Sin un mayo tan frío, no se hubiera verificado las restricciones que hubo en el sistema. Por eso, lo que ocurrió (con las restricciones en el suministro de gas natural en el país) es que hubo una compra por parte del gobierno muy justa, al fleje, para intentar bajar el gasto fiscal y un mes frío”, añadió. Respecto a los problemas para concretar el pago que tuvo la Argentina para que el buque de Petrobras descargue GNL, Arceo señaló: “claramente hubo un problema con la carta de crédito. Quizá con un mecanismo más aceitado a nivel gubernamental hubiera sido distinto”.

Más subsidios en gas que 2023

Arceo remarcó que “en los primeros cinco meses de 2024, el subsidio en gas natural estuvo en 2,9 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) y en el mismo período de 2023 había sido de 2 US$/MMBTU. Esto significa que por privilegiar el aumento del VAD, el gobierno tuvo un aumento concreto de los subsidios”.

Y agregó que “en cambio, en energía eléctrica bajaron los subsidios de 42 $ a 33 dólares por megawatt por hora (MW/h), pero la baja no fue por la recomposición del PEST (Precio Estacional de la Energía Eléctrica), si no que fue por una caída en el costo de generación, que pasó de los 80 a los 66 US$ por MW/h. Por el costo monómico de generación, hay un 22% menos de subsidios en electricidad que en 2023”.

El titular de Economía y Energía destacó también que “el bono compulsivo AE38, que es para pagar las transacciones de diciembre y enero (a las generadoras), que suman US$ 1.220 millones, harán que bajen los niveles de subsidio un 22% en el año, respecto a 2023. Esto le dio aire al gobierno para tener una política tarifaria más laxa en términos de ejercicio fiscal, porque devengados los US$ 1.220 millones no van a contar en 2024”.

“En términos de mediano y largo plazo, el bono tiene un costo para el Estado porque las generadoras cuando tengan que ampliar el parque de generación van a trasladar lo que pasó con los contratos y las transacciones de diciembre 2023 y 2024 mediante un bono. El precio de la generación de energía eléctrica en la Argentina va a ser más elevado porque las compañías de generación van a trasladar al precio el riesgo que implicó el bono”, añadió Arceo.

Inflación y macro

Por su parte, Marina Dal Poggetto remarcó que “la hoja de ruta que plantea el gobierno es una tasa de interés en 2,5%, cuando hoy está en 3%, un crawlling peg (devaluación del tipo de cambio oficial) al 2% a rajatabla y quiere llevar la inflación al 2%. Para esto, el gobierno hizo un shock inflacionario y hoy los bienes son muy caros. Es decir, la economía no sólo era muy cara sino que también el gobierno la cerró todavía más con el Impuesto PAIS y pagos en cuotas de las importaciones y, del otro lado, la agenda tarifaria”.

La economista sostuvo además que “después del primer período que tuvo que hacer audiencias públicas, el gobierno va y viene en materia tarifaria. Primero anunció que corregía tarifas y después indexaba. Después anunció que no indexaba. Después que le subía la tarifa a N1 (altos ingresos) y N2 (bajos ingresos) y después eso no pasó. También anunció que iba a ir a una tarifa con subsidio por el lado de la demanda. Es casi imposible de seguir al gobierno”.

La inflación de mayo nos da 4,8%. Pero entre enero y abril hubo entre 3 y 4 puntos (porcentuales) de incidencia de precios regulados y en mayo tenés 0,6% de incidencia. Claramente el gobierno frenó los aumentos para ubicar la inflación donde quería. Y a partir de ahora aparecen todos los nuevos aumentos que tienen implicancias inflacionarias. Es probable que la inflación vuelva a subir del 4,8% al 6,5%. Por eso, la pregunta ahí es: ¿cómo queda balanceado todo el programa económico?”.

Sábana corta

La economista de EcoGo advirtió también que “en los 90´s las tarifas de electricidad, gas, transporte y agua representaban el 15% del consumo y en noviembre del año pasado estaba en 4% del consumo. El precio en dólares de los bienes en la Argentina es muy alto como contracara de una economía que es muy cerrada. Si vamos a una economía cerrada, con precios muy caros, querés que las tarifas cubran los costos, pero en un país con una tasa de descuento muy alta con niveles de ineficiencia altos también y con una capa de contratos que generan un costo alto, lo que genera todo esto es un desplome enorme en la capacidad de compra de los ingresos”.

En este sentido, Arceo afirmó que “los hogares N2 están pagando la energía eléctrica alrededor de 4 US$ por MW/h cuando el costo es de 83 US$ por MW/h y en gas, que tuvo un precio promedio de 4,8 US$/MMBTU, los N2 pagan 0,8 US$/MMBTU. En N2 y N3 el nivel de subsidios es muy importante y si el gobierno quiere bajar los niveles de subsidios va a tener que incrementar el precio de la energía eléctrica y del gas natural”.

Dal Poggetto agregó que “esto es lo que estás testeando en términos de gobernabilidad, porque –por ahora- hay un nivel de paciencia enorme porque hay una demanda de la sociedad de que, por favor, algo funcione y Milei de alguna forma tiene credibilidad. Ahora, una cosa es el relato y otra cuando empiecen las historias de la clase media que no pueden pagar la tarifa. Si las tarifas las congelas hay un problema fiscal y si las subís mucho mejoras lo fiscal pero vas a tener un problema con la inflación. Por eso me llama la atención la doble vara de lo fiscal y de llevar la inflación muy rápido a un nivel que es inviable”.

“Si el gobierno va a tener una estructura de consumo con bienes caros y tarifas caras, creo que va a tener un problema en cómo ordenar la sociedad. O va a tener una fuerte demanda de otros bienes públicos y la pregunta ahí es que hace el gobierno. Esto es una sábana corta”, finalizó la economista de EcoGo.

, Roberto Bellato

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“Vemos el mercado renovable chileno con gran optimismo”

Atlas Renewable Energy, empresa estadounidense especializada en el desarrollo de proyectos renovables, posee actualmente una cartera de 5 gigawatts (Gw) en Latinoamérica, con proyectos repartidos entre Colombia, México, Brasil, Uruguay y Chile. En este último país, la firma controla tres emprendimientos ya en marcha: Javiera, de 69,5 megawatts (Mw); Quilapilun, de 127 Mw; y Sol de Desierto, de 230 Mw. Además, tiene en construcción el parque eólico Alpaca de 417 Mw. En total, la compañía sumará unos 843,5 Mw renovables en Chile.

En diálogo con EconoJournal, Alfredo Solar, regional manager de Chile y Cono Sur en Atlas Renewable Energy, asegura que el potencial del mercado renovable chileno despierta un gran optimismo. Desde su óptica, el país ha mostrado “un compromiso sólido” con la transición energética, lo cual se refleja en el planteamiento de la Política Energética Chile 2050 y en la responsabilidad para alcanzar el objetivo de la neutralidad de carbono en el mediano plazo. “Las energías renovables tienen mucho que aportar, tanto para limpiar la matriz energética como para apoyar la descarbonización de otras industrias clave”, afirma.

En este sentido, señala que las políticas públicas y los marcos regulatorios por parte del Gobierno han “fomentado un ambiente de inversión atractivo” para el sector renovable y del almacenamiento. Cabe recordar que, según el último informe estadístico de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), la participación de las energías renovables no convencionales (ERNC) acumulada del año 2024 corresponde al 40% de la matriz eléctrica local.

ATLAS RENEWABLE ENERGY SIGNS LARGEST PRIVATE SOLAR PPA IN LATAM

Sin embargo, a pesar de que Chile se encuentra en un momento de aceleración dentro de la transición energética, Solar advierte que el sector también se está enfrentando a los desafíos que implica este mismo proceso de cambio. Al analizar a fondo esta idea, comenta que el primer aspecto a trabajar será la relevancia de mantener una certidumbre regulatoria por parte del Gobierno nacional, algo que hasta ahora ha impulsado al sector renovable en el país.

Otro punto que destaca el regional manager de Chile y Cono Sur en Atlas Renewable Energy es continuar con el despliegue de los sistemas de almacenamiento energético. “Desde Atlas Renewable Energy tenemos clara esa perspectiva y estamos trabajando de forma comprometida en el desarrollo de estos sistemas”, indica.

Solar subraya la importancia de integrar estas tecnologías. “Son necesarias para gestionar la variabilidad de las energías renovables y asegurar un suministro constante. Además, la regulación y las políticas deben seguir evolucionando para fomentar inversiones sostenibles y facilitar la adopción de nuevas tecnologías”, enfatiza.

No es para nada despreciable, en su opinión, el rol a desempeñar por parte del “storage”. “Será clave para el futuro del sector de energías renovables en Chile. La capacidad de almacenamiento permite equilibrar la oferta y la demanda de energía, gestionando la intermitencia inherente a fuentes como la solar y la eólica. Con sistemas de almacenamiento eficientes, la energía generada durante períodos de alta producción puede ser guardada y utilizada cuando la producción baja, asegurando un suministro constante y fiable”, argumenta.

Acuerdos de suministro

Recientemente, Atlas Renewable Energy firmó dos importantes acuerdos de suministro concretados con Codelco, el mayor productor de cobre del mundo, y con Copec. Ambos contratos fueron respaldados principalmente por sistemas de almacenamiento BESS, con los que proyectan el desplazamiento de 7,2 terawatts/hora (Twh) de energía en la red durante su período operativo de 15 años.

Solar comenta que el desarrollo del almacenamiento energético tendrá un fuerte impacto en este punto, permitiendo distribuir la energía de una manera más uniforme y evitando los vertidos renovables. Por otra parte, el ejecutivo hace hincapié en la necesidad que expresa el sector renovable chileno de mejorar la infraestructura destinada a transportar toda la energía generada.

En esa dirección, sostiene que la congestión en las redes de transmisión es uno de los principales desafíos a sortear en la industria energética chilena. “A medida que aumenta la generación de energía solar y eólica, la capacidad para transportar esta energía desde las zonas de alta producción a los centros de consumo se ha visto limitada, causando cuellos de botella”, asevera.

Independientemente de la cuestión del almacenamiento, el especialista recalca la necesidad de invertir en la expansión y modernización de la infraestructura de transmisión eléctrica por parte de la administración nacional. “De esa manera será posible reducir los cuellos de botella y mejorar la capacidad de la red para manejar la energía generada”, concluye.

, Julián García

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España otorga millonarios incentivos a proyectos de hidrógeno verde

Luego del éxito que tuvieron los primeros cuatro programas de incentivos para apoyar la cadena de valor del hidrógeno verde en España, el Gobierno del país ibérico decidió lanzar a fines de 2023 una quinta convocatoria que recientemente recibió su propuesta de resolución definitiva.

Estas ayudas forman parte de una nueva edición del ‘Programa de incentivos 4: retos de investigación básica-fundamental, pilotos innovadores y la formación en tecnologías habilitadoras clave’.

El Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), ente encargado de la organización y ejecución de estas subvenciones, publicó el documento donde se presentan los proyectos que han sido seleccionados para recibir su ayuda. Únicamente resta una instancia final donde los beneficiarios acepten las cuantías ofrecidas.

En total, el organismo público recibió 30 presentaciones de proyectos de hidrógeno verde. De ese total, 29 emprendimientos fueron propuestos para recibir las subvenciones, mientras que una única instalación resultó descartada.

El presupuesto con el que contaba esta convocatoria era de 66,6 millones de euros. De ese monto, Є 53.990.080,95 fueron otorgados entre los proyectos admitidos, dejando unos Є12.609.919,05 vacantes.

El plazo máximo para la ejecución de estas actuaciones será de 36 meses, contados a partir de la fecha de notificación de la resolución definitiva favorable de concesión de ayuda de la convocatoria, según establece la 16° disposición del programa.

Sener

Entre los expedientes más destacados de este listado aparece el presentado por la empresa española Sener. Ubicada dentro del País Vasco, esta iniciativa recibirá la mayor subvención: Є 4.443.130,4. Su propuesta se basa en la investigación de dos novedosas líneas de producción de hidrógeno renovable: a través de microondas en reacciones REDOX de materiales iónicos sólidos, por un lado, y mediante tecnología autotérmica de alta presión a partir de amoníaco, por otro.

Con una financiación de Є 3.523.896,71 figura el proyecto Sideral, presentado por la Fundacio Institut de Recerca en Energia de Catalunya. Situado en la región de Navarra, este emprendimiento constará de un sistema de electrólisis de alta temperatura reversible y sumamente eficiente.

Finalmente, cerrando el podio de mayores ayudas se posiciona el plan ideado por Kemtecnia Tecnologia Quimica y Renovables. Localizada en la comunidad autónoma de Andalucía, esta iniciativa que captará Є 3.001.981,80 se basa en la fabricación completa de un electrolizador AEM de 500 kilowatts (Kw), incluyendo su diseño, caracterización, montaje y validación, además del desarrollo de nuevos materiales y catalizadores anódicos y catódicos.

Otras empresas destacadas dentro de este listado son Enagás, que recibirá Є 2.089.014,41 para la optimización de sistemas de purificación destinados al almacenamiento de hidrógeno verde en Cataluña; el Grupo Cobra, que obtendrá Є 1.758.604,77; y Nordex, que se beneficiará con Є 1.472.954,29.

, Julián García

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La OPEP+ da una señal de incremento en la oferta de crudo a partir de octubre

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) acordó extender los recortes en la producción de petróleo crudo hasta diciembre de 2025. En paralelo, ocho de los países que están dentro del esquema OPEP+, que venían ejecutando recortes voluntarios adicionales por 2,2 millones de barriles diarios, también decidieron prolongarlos hasta el final del tercer trimestre de este año. De no haber cambios en la postura, esto último implica que comenzarían a ofertar más barriles en el mercado a partir de octubre.

La 37.ª Reunión Ministerial de la OPEP y países no OPEP finalizó este fin de semana en formato de videoconferencia, aunque los ocho países que vienen aplicando los recortes voluntarios se dieron cita en Riad, Arabia Saudita.

Los representantes de Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajstán, Argelia y Omán acordaron extender los recortes voluntarios de 1.650.000 barriles por día (que anunciaron en abril de 2023) hasta finales de diciembre de 2025.

Más importante aún, estos países también prolongarán sus recortes voluntarios adicionales de 2,2 millones de bpd (anunciados en noviembre de 2023 y que vencían ahora en junio) hasta finales de septiembre de este año, para luego ir restableciendo esa producción de manera gradual, mes a mes, hasta finales de septiembre de 2025.

«Mantendremos nuestro enfoque cauteloso y preventivo», dijo el ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, después de la reunión. Explicó que esto incluye la posibilidad de pausar o incluso revertir la eliminación gradual de los recortes.

Cuotas y recortes voluntarios

La OPEP y sus aliados acordaron el reparto de las cuotas de producción por país para el 2025. La producción total de la OPEP+ será de 39.725.000 de bdp durante el 2025.

Este objetivo de producción es ligeramente inferior a los 40.463.000 de bpd para 2024 que se definieron en las 35.ª y 36.ª reuniones ministeriales del año pasado. No obstante, los recortes voluntarios que vienen implementando los ocho países de la OPEP+ están por fuera de las cuotas de producción formales del grupo.

El ministerio de Energía de Arabia Saudita informó cómo variará la producción mensual por país a medida que vayan desarmando los recortes voluntarios adicionales de 2,2 millones de barriles. La trayectoria indica que la producción de estos ocho miembros en diciembre superaría en 500.000 barriles diarios a su nivel actual y habría alrededor de 1,8 millones de barriles diarios más para mediados de 2025.

La próxima reunión ministerial de la OPEP+ tendrá lugar el primero de diciembre de 2024.

, Nicolás Deza

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Spirax Sarco Argentina firma su primer contrato a largo plazo de abastecimiento de energía renovable con 360Energy

En el marco del plan global de sustentabilidad del Grupo Spirax “Oni Planet” y su iniciativa Net Zero, Spirax Sarco Argentina firmó su primer acuerdo de adquisición de energías renovables por 10 años con la empresa argentina 360Energy.

360Energy cuenta con más de 200 megawatts (MW) de potencia instalada en sus parques solares situados en Cuyo y Noroeste argentino, las zonas de mayor radiación solar del país. Es así que obtiene valores altamente eficientes de generación de energía renovable, gracias a los cuales abastecerá a Spirax Sarco durante los próximos 10 años, evitando la emisión de más de 5.000 toneladas de CO2e a la atmósfera.

Firma del PPA

Con la firma de este PPA con 360Energy, Spirax Sarco Argentina logrará que más del 85% de la energía eléctrica que utiliza para la operación diaria de su Planta Don Torcuato provenga de energías renovables hasta el 2034.

Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360 Energy, indicó que: «Este tipo de alianzas estratégicas permiten acelerar la transición energética y al mismo tiempo ofrecer una solución de abastecimiento altamente competitiva y sustentable. Estamos orgullosos de este acuerdo y seguiremos trabajando en el crecimiento de las energías renovables en la matriz energética de distintos sectores industriales.”

Por su parte, Ariel Eduardo Bordo, gerente general – Sector Productivo de Spirax Sarco Argentina, afirmó: “En Spirax Sarco entendemos que los desafíos del mundo son globales y complejos. Trabajamos para diseñar un mundo más eficiente, seguro y sustentable. Estamos profundamente integrados en las comunidades donde operamos y nuestras tecnologías desempeñan un papel crucial en los procesos industriales críticos de nuestros clientes”.

También precisó que “esto conlleva la responsabilidad de preservar y proteger los recursos naturales y apoyar a las personas y al planeta, operando nosotros mismos de manera responsable. Incorporar criterios de sostenibilidad en la gestión nuestras plantas industriales, es parte de nuestra estrategia de One Planet. Esta alianza que alcanzamos con 360 Energy nos permite aproximarnos a nuestro objetivo de lograr cero emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero en nuestras operaciones para 2030 (Scope 1 y 2). Estoy inmensamente orgulloso de este avance en tan importante desafío.”

, Redaccion EconoJournal

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Legisladores nacionales y representantes de delegaciones europeas se reúnen para conversar sobre la agenda del hidrógeno verde en la Argentina

El jueves se llevó a cabo en la sede de la Delegación de la Unión Europea en la Argentina un encuentro de legisladores nacionales con representantes de las delegaciones de la Unión Europea, Alemania, España, Francia y Países Bajos y referentes del Círculo de Políticas Ambientales, con el objetivo de conversar sobre la promoción del hidrógeno verde -y sus diferentes aplicaciones- y la necesidad de avanzar en un marco regulatorio.

La actividad contó con la presencia de nueve legisladores nacionales, los diputados Lorena Villaverde (LLA-Río Negro), presidente de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados; Martin Maquieyra (PRO-La Pampa), vicepresidente de la Comisión de Energía; Nicolas Massot (Hacemos Coalición Federal -Buenos Aires); Roxana Reyes (UCR- Santa Cruz); Maximiliano Ferraro (Coalición Cívica – CABA); Juan Manuel López (Coalición Cívica- Buenos Aires); Ana Clara Romero (PRO- Chubut); José Glinsky (UP-Chubut); y la senadora Nacional Edith Terenzi (Juntos por el Cambio- Chubut), presidente de la Comisión de Ambiente del Senado. Asimismo, estuvo presente la diputada provincial del Chubut, Karina Otero.

Desde el ámbito diplomático, participaron de parte la Delegación de la Unión Europea en la Argentina, el embajador, Amador Sánchez Rico; y el agregado de cooperación, Pablo Iglesias Rumbo. Además, estuvieron presentes Peter Neven, ministro de la Embajada de Alemania; Juan Manuel Albisetti, asesor comercial de la Sección Económica y Comercial de la Embajada de Países Bajos; Mar Serrano, asesora comercial de la Embajada de España; Alejandra Gesto, agregada sectorial del Servicio Económico Regional de la Embajada de Francia; y Stephan Remler, de la Agencia GIZ de Cooperación Alemana. También participaron Juan Carlos Villalonga y Carina Quispe por el Círculo de Políticas Ambientales, organización miembro de la Plataforma H2 Argentina que impulsó el encuentro.

El hidrógeno verde

El hidrógeno verde es un vector energético que permite descarbonizar la industria y otros sectores de la economía que no son factibles de ser electrificados. Además, representa una oportunidad de exportar la energía renovable que se produce en el país a otras regiones. Uno de los mercados de demanda de hidrógeno verde más importante será la Unión Europea.

En esa línea se expresó el embajador Amador Sánchez Rico: “Vamos en serio con el hidrógeno verde porque necesitamos esta fuente en el marco de nuestra estrategia de transición verde”.

Por su parte, Juan Carlos Villalonga remarcó que, en el plano local, para el desarrollo del hidrógeno verde “es tan importante el marco regulatorio nacional como lo que suceda en las provincias. En este devenir, estamos ahora procurando tener un texto de propuesta de marco regulatorio que sea adecuado al actual contexto. Lo importante es incorporar otros actores para tener una base de sustentación muy alta, para proponerle a los legisladores algo que tenga fortaleza”, planteó.

El hidrógeno verde representa una oportunidad para exportar parte de la extraordinaria capacidad de generación renovable que tiene el país, así como permitirá a la Argentina integrarse industrialmente a la transición energética global.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno aumentará este mes las tarifas de luz y gas de los hogares para reducir subsidios por unos US$ 400 millones en el invierno

Luego de haber eliminado el martes los topes que impedían un ajuste adicional de tarifas para los sectores de ingresos medios y bajos, el gobierno oficializará la semana próxima un nuevo aumento de electricidad y gas natural para los hogares de todo el país. De ese modo, tiene previsto ahorrar un piso de US$S 400 millones de dólares entre junio y agosto.

El incremento se va a aplicar sobre el precio de la energía mayorista, uno de los tres componentes principales que integran la tarifa junto con el transporte y la distribución.

En el caso de la electricidad, la Secretaría de Energía habilitó en febrero una recomposición para transportistas y distribuidoras que impactó fuerte en los hogares, pero el precio de la energía solo lo subió para los usuarios de mayores ingresos que integran el Nivel 1 de la segmentación. El resto permanece sin cambios desde el año pasado.

El precio monómico se ubica actualmente en torno a los $90.000 por megawatt por hora (MWh), pero los usuarios de ingresos bajos (Nivel 2) pagan $2981 (poco más de un 3% del total) y los de ingresos medios (Nivel 3) solo $3756 (solo un 4%). Ambos grupos concentran al 65% de los hogares.

Los usuarios Nivel 1, en cambio, desembolsan $44.401 por MWh y también podrían sufrir algún retoque en el precio ya que está claro que tampoco ellos pagan la tarifa plena. Es decir, si bien se los presenta como aquellos que “no reciben subsidios”, en los hechos también ellos están subsidiados, aunque mucho menos.   

Cuando el gobierno ajustó en febrero el precio para los N1 mantuvo sin cambios al resto porque el decreto 322/22 que puso en marcha la segmentación tarifaria estableció un tope anual de aumento equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial del año anterior para los usuarios Nivel 2 y de 60% para los usuarios Nivel 3. La intención oficial era modificar esos topes cuando se lanzará la Canasta Básica Energética, pero propuesta que buscaba vincular los subsidios con el ingreso de las familias quedó empantanada por la falta de datos.

El ministro de Economía, Luis Caputo, finalmente se cansó de esperar la puesta en marcha de la Canasta Básica Energética que había prometido la Secretaría de Energía, y que incluso se anunció en la audiencia del 29 de febrero, y el martes de esta semana publicó el decreto 465/2024 que removió los topes para los usuarios N2 y N3, dejando el terreno libre para avanzar con los aumentos en el Precio Estacional de la Energía (PEST).

Lo que evalúan dentro del gobierno no solo es elevar esos montos sino también ponerle un tope al consumo subsidiado de los usuarios de ingresos bajos (N2) y eventualmente bajar el tope de 400 kWh vigente para los usuarios de ingresos medios (N3). Por encima de ese tope, en la actualidad los N3 ya pagan la electricidad al mismo valor que los N1.

En el caso del gas natural, también se evalúa aplicar un ajuste del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para los N2 y N3, pero en ese caso la situación es diferente porque en abril ya se les aplicó un aumento en el precio de este componente.

A través de la resolución 41/2024, se definió que los usuarios residenciales Nivel 1 pasen a pagar a partir del lunes entre 2,70 y 2,96 dólares por millón de BTU, tres veces más que lo que estaban pagando (cerca de 1 US$/MMBTU), mientras que a los usuarios N2, que explican un 36% del total de los hogares de todo el país, les aumentaron de US$ 0,20 a US$ 0,78 por MMBTU y a los usuarios N3, que explican un 24% del total de los usuarios, de US$ 0,40 a US$1,16 por el bloque base de su consumo (por el excedente pagan US$ 2,96 por MMBTU.

La bola de subsidios

El gobierno tomó la decisión de avanzar con el recorte de subsidios, luego de analizar un informe interno donde se advierte que el costo fiscal por seguir manteniendo congelado el precio mayorista de la energía para el 65% de los hogares iba a trepar a US$ 650 millones mensuales durante junio, julio y agosto.

Esos US$ 1950 millones no contemplan la licitación de urgencia que realizó Cammesa la semana pasada para comprar 12 barcos con combustible líquido en medio de la crisis que provocó la falta de gas, ni el buque de Petrobras que se contrató sin licitación y que casi termina sin descargar por un problema con la carta de crédito. Por lo tanto, está claro que ese monto es una proyección conservadora porque la cuenta terminará siendo mayor.

Todavía no se conoce cuál será el aumento porque el Ministerio de Economía lo va a terminar de definir en los próximos días, pero una fuente privada estimó ante EconoJournal que con los aumentos que están preparando el objetivo de mínima es recortar cerca de US$ 400 millones, el 20% de esos US$ 1950 millones proyectados inicialmente.      

El impacto en la tarifa

Todavía no está definido, pero, por ejemplo, si decidieran que los sectores medios pasen a pagar por el costo de la electricidad un 200% más, ese componente treparía de $3756 a $11.268. Sin embargo, debido al congelamiento que arrastra ese componente desde el año pasado, su incidencia actual en la tarifa de los N2 y N3 se ubica en torno al 20%. Por lo tanto, una suba de esas características significaría un aumento de 40% en la tarifa final.

El problema es que ese 40% se aplicará sobre una base sustancialmente más alta a la que los hogares más pobres venían pagando en febrero porque ya debieron afrontar una suba de 500% en los márgenes de distribución y transporte que provocaron un ajuste en la tarifa final que estuvo en torno al 300%.

, Fernando Krakowiak y Nicolás Gandini

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Luego del invierno comenzarán las negociaciones para extender el contrato del buque regasificador de Escobar

El buque regasificador Expedient de Excelerate Energy se encuentra ubicado en la terminal de Escobar, en el Río Paraná de Las Palmas. Fue el que se encargó de regasificar el cargamento de Petrobras que llegó al país esta semana -luego del cortocircuito entre el gobierno y la compañía brasileña- para intentar frenar la crisis de abastecimiento que derivó en el corte el gas a todas las estaciones de GNC y a cientos de industrias. El contrato con la compañía estadounidense vence en 2026 por lo que se prevé que luego del periodo invernal comiencen las negociaciones para extenderlo, según confirmaron a este medio fuentes del mercado.

El Expedient es el único buque con el que cuenta el país para regasificar el Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) dado que el otro buque de Excelerate -el Exemplar- que estaba anclado en el puerto de Bahía Blanca, con igual función, partió hacia Finlandia y luego hacia Alemania. Esto era algo que estaba contemplado debido a la puesta en funcionamiento del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK).

El rol del buque regasificador en el sistema

El buque regasificador es clave puesto que resulta una solución de importación de LNG de vía rápida para cubrir los picos de demanda. Esto es así porque la Argentina consume más gas natural del que produce en la actualidad y la terminal permite brindar seguridad de suministro a los hogares e industrias durante el invierno. Una vez que se lleva a cabo todo el proceso de regasificación en la embarcación, se inyecta el gas en un ducto de 17 pulgadas que lo lleva desde el buque hasta Cardales, lo que permite abastecer a un gran centro de consumo.

Si bien el Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) ya se encuentra operativo y transporta 11 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d), podría estar transportando 22 millones si se hubieran terminado las plantas compresoras antes de este invierno, lo que ayudaría a cubrir parte de la demanda. Aún así, los resultados de años anteriores y las proyecciones para el futuro muestran que el país deberá seguir importando barcos de LNG al menos durante el pico invernal y cubrir el faltante. Incluso una vez que estén listas las plantas compresoras y se llegue a completar la segunda etapa del GNK se precisarán 40 millones de m3 de LNG durante el pico invernal, es por esto que resulta clave extender el contrato de la terminal regasificadora de Escobar para atender la demanda.

, Loana Tejero

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Neuquén: qué dice la Ley que aprobó el cobro de peajes en rutas petroleras en Vaca Muerta

La Legislatura de Neuquén aprobó este mes una ley que habilita el cobro de un peaje para el tránsito que circule por las rutas provinciales. La normativa busca así saldar la discusión sobre cómo mejorar la infraestructura vial de la provincia y la Cuenca Neuquina, uno de los planteos recurrentes de la industria para optimizar los costos en Vaca Muerta.

La ley sancionada bajo el número 3439 fue aprobada el 23 de mayo por amplia mayoría, aunque aún no fue publicada en el Boletín Oficial. EconoJournal accedió al texto oficial que habilita al cobro de un peaje a los vehículos que transiten por las principales rutas petroleras con el fin de recaudar fondos que permitan financiar obras viales, hacer su mantenimiento, operaciones y reparaciones.

En forma simultánea, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa y el de Río Negro, Alberto Weretilneck, solicitaron al gobierno de Javier Milei el traspaso de las rutas nacionales N° 22 y 151 con el fin de culminar los tramos pendientes y realizar nuevas mejoras.

La sanción de esta ley se da posteriormente a que el gobierno de Figueroa planteara la posibilidad de que la infraestructura básica de la provincia sea financiada por privados. Este tema había sido el eje central de la Mesa Sectorial Vaca Muerta que se había realizado en marzo pasado frente a la decisión del gobierno nacional de discontinuar con el financiamiento público a proyectos encuadrados bajo la Ley de Obra Pública.

¿Qué dice la ley?

Si bien aún falta la reglamentación de la norma, la legislación determina que el peaje se establecerá con prioridad en las rutas 5, 6, 7, 8, 17, 51 y 67. Es decir, todas aquellas que permiten el tránsito hacia Añelo, Cutral Có y Rincón de los Sauces. En la lista también figura la Ruta provincial 67, que fue inaugurada en septiembre del año pasado. En este caso, se trata de una vía que conecta a la capital neuquina con el punto neurálgico de Vaca Muerta, a través de una traza paralela a la Ruta 7.

A su vez, permite al Ejecutivo provincial “licitar el cobro de la contribución de peajes en conjunto con otra provincia en los pasos interprovinciales e incorporar las rutas cedidas por Nación a la provincia para su mantenimiento, otras rutas provinciales o tramos urbanos viales en acuerdo con los municipios”.

Esto tiene que ver con el pedido realizado por los gobernadores que les permitiría poder contar con el manejo de las rutas 22 y 151, que conectan el tránsito desde Río Negro hacia Neuquén. En el caso de la 22, su ejecución lleva más de 15 años. El año pasado se inauguraron dos tramos, sin embargo, una última etapa que pasa por Cipolletti quedó sin finalizar. Mientras que la Ruta 151, que atraviesa localidades de Río Negro de sur a norte, muestra un gran deterioro debido al continuo paso de tránsito pesado y la falta de mantenimiento.

Según explica a norma, este peaje se abonará “por el aprovechamiento de dicha infraestructura vial como consecuencia de la circulación de vehículos”. Además, establece que el Poder Ejecutivo podrá ser el encargado de ejecutar las obras, o podrá concesionarlas a terceros por un plazo máximo de 15 años “bajo contratos de concesión la construcción y/o mantenimiento y/o reparación y/u operación y/o explotación de las obras viales”.

A su vez, crea el Fondo Provincial Vial, donde se recaudarán recursos del Presupuesto provincial, canon del peaje, montos por multas por el incumplimiento de su pago, contribuciones nacionales, provinciales o municipales o aportes de convenios.

Automovilistas neuquinos, exceptuados

La ley deja exceptuados del pago total o parcial “hasta el 99 % del pago de la contribución del peaje, los vehículos radicados en la provincia, según lo determine la reglamentación”. Es decir, que si bien quedarán eximidos del pago los particulares de Neuquén, abonarían una parte el tránsito pesado y transporte público neuquino.

En cuanto al valor, establece que variará según cada tipo de vehículo, categoría, banda horaria, peso de carga transportada y número de ejes. Será el Ejecutivo quien determine estas categorías “a los efectos de determinar los valores diferenciales para los vehículos de transporte de carga y transporte público radicados en la provincia”.

Posteriormente, la reglamentación permitirá determinar “la actualización, pago, modalidad y graduación de la contribución de peaje para cada categoría de vehículo”.

FECENE apoyó la medida

La Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén manifestó su acuerdo con la implementación de este peaje y afirmó que es “una medida justa y necesaria” que permitirá potenciar el desarrollo de Vaca Muerta.

A través de un comunicado, la FECENE expresó que “La Cuenca Neuquina es una de las regiones con mayor potencial petrolero del país. Desafortunadamente, la infraestructura vial actual no está preparada para soportar este nivel de tránsito. Las rutas se encuentran en mal estado, con baches, hundimientos y grietas, lo que representa un grave riesgo para la seguridad de los automovilistas y camioneros”.

Asimismo, afirmaron que las empresas petroleras se beneficiarán con una buena infraestructura vial, ya que les permitirá transportarse de forma segura y eficiente.

“La implementación del peaje también tendría un impacto positivo en la economía local. Las obras de mantenimiento y mejora generarían empleo y dinamizarían la actividad económica en las zonas aledañas a las rutas”, agregaron.

, Laura Hevia

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GenEra Neuquén avanza con la puesta en marcha del primer curso de formación técnica en Neuquén

Este martes se llevó adelante el acto inaugural del programa GenEra Neuquén, una iniciativa conjunta entre Tecpetrol y Vista en colaboración con el gobierno de la provincia del Neuquén, que busca fortalecer la educación técnica en la región y preparar a la próxima generación de trabajadores de la industria del petróleo y gas. Además, se dio inicio al primer curso de formación denominado “Introducción a la Industria Hidrocarburífera de la Región”, dirigida a estudiantes de sexto año de secundarios técnicos de la zona.

Para este año el plan será dictar cinco ediciones más de este curso (tres más en Neuquén, otra en Añelo y otra en Rincón de los Sauces), tres ediciones del Curso Básico en la Formación de Operador en Pozos No Convencionales y tres ediciones del Curso Básico en la Formación de Operador en Planta de Tratamiento de Gas.

La jornada

El encuentro se realizó en las instalaciones de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN-FRN) en Neuquén y contó con la presencia de representantes del gobierno provincial: Soledad Martínez, Ministra de Educación de la Provincia del Neuquén; Amalín Temi, directora provincial de Políticas Socioeducativas y Equidad del Ministerio de Educación; Noelia Tarifeño, directora del Equipo Técnico y Pedagógico del Ministerio de Educación; Gustavo Livoreiro, director provincial Educación Técnica (DPET, FP y CERET), Formación Profesional y CERET; Juan Carlos Loguercio, asesor técnico en Prácticas Profesionalizantes Pedagógicas (DPET, FP y CERET).

 En representación de las empresas participaron Pablo Martellotta, Gerente Corporativo de Relaciones con la Comunidad de Tecpetrol, y Fernando Sapag, Gerente de Activos de Vista Energy. Asimismo, por parte de Universidad Tecnológica Nacional – Facultad Regional Neuquén (UTN-FRN), participaron Pablo Liscovsky, decano de la UTN-FRN; y Ailen Vázquez, secretaria de Extensión Universitaria de la misma institución.

Finalizado el acto, tuvo lugar la primera instancia de capacitación del programa. La ministra Martínez puso de relieve en el acto la alianza que ya existe con las empresas Vista y Tecpetrol, en el marco de las becas Gregorio Álvarez y destacó que “ser aliados significa que las dos empresas están haciendo aportes importantes de recursos para poder sostener el programa de becas, agregando que, se está en vías de formalizar un convenio marco con otra aliada, la UTN; tres actores que cuyas acciones ratifican el compromiso que tienen con la realidad de la provincia”.

Resaltó que el gobierno de la provincia encara con compromiso la realidad de la educación y, en particular, de la educación técnica. Valoró la importancia que reviste la participación de los equipos directivos y de las EPET, sin soslayar los problemas de infraestructura, de equipamiento y espacios físicos, que se tienen en muchas de ellas, pese a los cuales deciden participar de estas propuestas formativas para poder pensar en el futuro, ya que ese es el desafío. Desde el Estado provincial, dijo, se asume el compromiso de transformar esta realidad, a fin de que el futuro de la provincia sea mejor para todos y todas, desde la realidad de cada uno, pero pensando en el colectivo provincial.

Por su parte, Pablo Liscovsky señaló que «este lanzamiento fortalece esa concepción de Sábato, de la interrelación necesaria para el desarrollo entre la universidad, la industria y el Estado. Verdaderamente hoy se congregaron en nuestra Extensión Áulica de Neuquén estas tres instituciones, con lo cual el proyecto nos convoca a todos a trabajar en forma mancomunada, cuando se trabaja todo en conjunto, se logra el éxito de los programas que se llevan adelante”.

También aseveró: “Nos honra que las empresas nos seleccionen, da cuenta del reconocimiento por parte de las empresas de las capacidades de nuestra facultad para llevar adelante una capacitación que, tanto para el ámbito educativo como para las empresas, es relevante porque se está persiguiendo un objetivo último que es lograr que haya inserción de los ciudadanos de Neuquén en el ámbito hidrocarburífero y que no necesariamente las empresas se vean obligadas a traer recursos humanos de otros lugares».

Respecto de la iniciativa, Pablo Martellotta expresó que “en Tecpetrol estamos comprometidos con las comunidades donde llevamos adelante nuestros proyectos, y en ese sentido hacemos foco en la educación técnica, que brinda oportunidades de crecimiento y desarrollo con herramientas concretas para insertarse en el mundo del trabajo”.

En esa misma línea agregó que “para GenEra Neuquén, aportamos todo el conocimiento y capacidad de gestión que hemos desarrollado a lo largo de la historia en el marco de los programas educativos que compartimos como Grupo, entre ellos nuestro Gen Técnico Roberto Rocca. Hoy damos el primer paso con muchas expectativas en esta nueva iniciativa que cuenta con la unión de esfuerzos de dos empresas líderes en la industria del Oil & Gas”.

Por último, Fernando Sapag dijo que “las proyecciones de crecimiento de la industria son más que alentadoras. En 2030 tenemos la oportunidad de alcanzar una producción de un millón de barriles diarios. Para lograrlo, no sólo necesitamos innovación, eficiencia, sustentabilidad, y seguridad, sino también contar con talentos capacitados y formados en disciplinas relacionadas con la industria.

GenEra Neuquén

GenEra Neuquén apunta a formar el perfil técnico de las nuevas generaciones que nos van a ayudar a alcanzar nuestros objetivos como industria”. Formación de talentos para un futuro cercano La importancia de este proyecto radica en las proyecciones de crecimiento para la Cuenca Neuquina, ya que para 2030 se estima que la región producirá 863 millones de barriles de petróleo y 147 millones de metros cúbicos de gas por día. Para esto se necesitarán 17.000 nuevos trabajadores directos y 239 puestos claves en el sector de upstream, según relevamientos realizados por el Grupo Techint y Fundación YPF, respectivamente. En la actualidad, de los 59.718 estudiantes secundarios en la Provincia del Neuquén, solo el 30% asiste a escuelas técnicas y la tasa de abandono escolar es del 45%.

Frente a esta realidad, Tecpetrol y Vista crearon el programa GenEra Neuquén con el objetivo de mejorar las perspectivas laborales en la región, proporcionando a los jóvenes y adultos las habilidades necesarias para incrementar sus oportunidades en la industria. Tecpetrol cuenta con amplios conocimientos y experiencia en programas educativos, que resultan fundamentales para esta iniciativa.

La compañía ha desarrollado diversos programas como parte de su compromiso con las comunidades, en colaboración con el Grupo Techint. En la Cuenca Neuquina, destacan los programas Gen Técnico Roberto Rocca y Becas Roberto Rocca. Este valioso know-how se aplica ahora en la implementación de GenEra Neuquén, asegurando su éxito y continuidad en el fortalecimiento educativo. El acuerdo entre Tecpetrol, Vista y la Provincia del Neuquén contempla una inversión de 1 millón de dólares por parte de cada empresa durante un período de tres años.

¿En qué consiste el Programa?

El programa GenEra Neuquén se centra en cuatro pilares esenciales: 1. Formación en matemática para estudiantes de último año de primaria y secundaria. 2. Formación técnica para estudiantes del último año de escuelas técnicas, en colaboración con la UTN-FRN y en el marco de las Prácticas Profesionalizantes Pedagógicas. A su vez, se dictarán cursos de formación en oficios a cargo de la Universidad Nacional de Flores (UFLO), destinado a jóvenes y adultos técnicos sin estudios superiores, que se llevarán adelante en Rincón de los Sauces y Añelo. 3. Orientación vocacional y proyección de carrera, a través del programa Tecnoaventura de Tecpetrol. 4. Capacitación en matemática y metodologías de aprendizaje activo para docentes. Las formaciones son impartidas por expertos de la UTN, UFLO y Escuela Técnica Roberto Rocca de Campana y profesionales de Tecpetrol y Vista.

En 2024, el programa beneficiará a nueve escuelas técnicas en cuatro localidades de la Provincia: Rincón de los Sauces, Añelo, Neuquén y Senillosa, alcanzando a más de 1,000 estudiantes y 150 docentes. Entre 2025 y 2026, se integrarán diez escuelas técnicas de otras ocho localidades: Chos Malal, Cutral Có, Plaza Huincul, Zapala, Junín de los Andes, San Martín de los Andes, Plottier y Centenario, incrementando notablemente su alcance a estas 12 localidades. Los resultados del programa se evaluarán periódicamente y se elaborará un informe para los directivos de las escuelas, con el objetivo de definir las acciones para el siguiente ciclo.

, Redaccion EconoJournal

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El Puma Energy Rally Team presente en el Desafío Ruta 40 con su piloto Óscar Santos

Puma Energy será parte de la XII edición del Desafío Ruta 40 (DR40) con el Puma Rally Team, liderado por el piloto paraguayo Óscar Santos. La carrera, que comenzará el próximo sábado 1° de junio y terminará el 7, recorrerá las provincias de Córdoba, San Juan y La Rioja.

El Desafío Ruta 40 se ha convertido en una de las carreras más atractivas para los corredores y equipos más importantes de la disciplina. A su vez, representa un desafío para los pilotos más jóvenes, ya que es una gran competencia para medirse a nivel internacional porque forma parte del programa Camino al Dakar.

“Para Puma Energy es muy importante volver a estar presentes en el Desafío Ruta 40, una carrera que es un verdadero hito en nuestro país, que se ha convertido en una cita infaltable para todos los amantes de este deporte y que, además, recorre paisajes increíbles”, destacó Lucas Smart, gerente de marketing de Puma Energy para Argentina.

Smart sostuvo que la presencia de la marca estará representada por el Puma Rally Team con Oscar Santos, líder del equipo, y su compañera de ruta Mirna Pereira. “Estamos muy orgullosos de nuestro equipo por su gran dedicación y preparación, y porque nos contagian su compromiso con esta gran aventura”.

Desafío Ruta 40

Oscar Santos fue único piloto paraguayo en la edición 2024 del Dakar, allí lució los colores del Puma Energy Rally Team en la categoría SSV o UTV con una Can Am Maverick X3 FIA, que se destacó como rey de los rallies, finalizó undécimo y fue el mejor debutante en su categoría en la edición 46 del Rally Dakar.

El DR40 recorre el sur y norte de Argentina visitando distintas provincias. Con imponentes paisajes naturales y exigentes etapas gracias a la versatilidad de terrenos que ofrece el país, se convirtió en una aventura muy atractiva para los pilotos de la especialidad de todo el mundo. Esta ruta se caracteriza por tener todos los paisajes. Muchos de estos escenarios han sido recorridos por los pilotos más expertos en las distintas ediciones del Rally Dakar.

, Loana Tejero

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Shell amplió su oferta de cargadores para autos eléctricos e instaló la primera red de cargadores fuera de estaciones de servicio

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, instaló cinco nuevos puntos de carga Shell Recharge, ubicados fuera de estaciones de servicio a fin de acercar el servicio de recarga eléctrica a clientes, mientras ellos aprovechan para realizar sus compras. Se trata de cargadores con una potencia nominal de hasta 22kW que permiten cargar un vehículo promedio del 20% al 80% de la batería en alrededor de dos horas. Al ser cargadores que funcionan en Corriente Alterna protegen la batería al mismo tiempo que brindan un servicio de recarga más veloz que un servicio domiciliario.

Puntos de carga

Algunos de estos puntos de carga se encuentran ubicados en:

Hiper ChangoMás Constituyentes: Av. De los Constituyentes 6020, CABA

Paseo Pilar: Panamericana ramal Pilar km 44, Del Viso, Bs. As.

Paseo Champagnat: Panamericana ramal Pilar km 54.5, Pilar, Bs. As.

Estación Pilará: Sor Teresa y Lavalle, Pilar, Bs. As.

Los nuevos puntos de carga se encuentran dentro del ecosistema de la App Shell Recharge -disponible en AppStore y PlayStore como “Shell Recharge Latam-.  En Shell Recharge APP los usuarios pueden localizar los puntos de carga cercanos, reservar con anticipación el cargador, efectuar la carga mientras visualizan el estado de la misma en tiempo real y realizar informes históricos de carga.

La incorporación de estos nuevos puntos de carga, se suman a la red Red Shell Recharge que ya cuenta con 10 cargadores rápidos instalados en los principales corredores del país uniendo las ciudades de Mar del Plata – Buenos Aires Rosario – Córdoba y Río Cuarto.

, Redaccion EconoJournal

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Genneia: “Estamos ofreciendo soluciones para llevar energía renovable hacia los grandes proyectos mineros”

Genneia, la compañía dedicada a las energías renovables en la Argentina y primera generadora local en superar los 1000 MW de potencia instalada, participó de la Expo San Juan Minera que tuvo lugar en esa provincia la semana pasada. En diálogo con EconoJournalGustavo Anbinder, director de Negocios y Desarrollo de la compañía, analizó cuáles son los principales desafíos que tiene el sector y qué lugar ocupará la compañía para impulsar el desarrollo del sector minero para ir camino hacia la transición energética.

Anbinder advirtió que “hoy el desafío principal es la infraestructura. Por eso, Genneia está ofreciendo soluciones de interconexión para llevar energía renovable al sitio donde vayan a operar las mineras porque los grandes proyectos que van a dar los minerales que necesita la transición están alejados de las líneas de transmisión y no tienen una solución tecnológica para generar su energía en el sitio minero”.

El ejecutivo precisó: “Esto es un círculo virtuoso. Las renovables necesitan de los metales y los metales de las renovables. Si vamos a hacer una transición energética basada en energías renovables necesitamos producir los insumos de la tecnología con minería cada vez más verde y descarbonizada. Nosotros estamos para ayudar en ese proceso de descarbonización, ofreciendo energía renovable y certificados para la reducción de carbono”.

Desafíos y regulación

Anbinder también se refirió a la regulación destinada al sector y al Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI). “Todavía no tenemos el marco que nos permita hacer grandes inversiones y asegurarnos su repago, es decir, que podamos devolver ese capital a las compañías que nos financian. Falta un poco de letra chica”.

Asimismo, consideró que en la actualidad existe la voluntad de alinear todos los intereses. También, que el sector privado quiere invertir, al igual que la banca de inversión y la de desarrollo a fin de impulsar los proyectos de infraestructura y solucionar ese cuello de botella que afecta al sector.

Gustavo Anbinder

Aun así, el director de Negocios y Desarrollo de Genneia planteó que “el Estado necesita terminar de regular esto. Y si es posible, aliviar la carga impositiva para los primeros años de los proyectos”.

Las iniciativas de la compañía

Anbinder indicó que, frente a la saturación presente en las líneas de transmisión eléctrica, la firma se encuentra desarrollando iniciativas en lugares que cuentan con peores vientos o peor radiación solar debido a que no hay lugar en la red interconectada para colocar proyectos de mayor envergadura. No obstante, marcó que se necesitan hacer proyectos más grandes y darles escala.

“Nos queda poco lugar en la red. Por eso tenemos que ir a proyectos peores. Y cuando vamos ahí, la energía es más cara. Esta realimentación negativa no le conviene a nadie dentro de la cadena de valor. Necesitamos invertir en infraestructura, de manera que se aprovechen los enormes recursos que tiene la Argentina con el mejor viento del mundo y las mejores zonas de radiación solar”, aseveró Anbinder.

Generaciones futuras

Por último, el ejecutivo de Genneia afirmó que la juventud demanda soluciones más amigables con el medio ambiente y que hay muchos jóvenes que se están interesando por las renovables. “Estamos trabajando en la descarbonización del mundo. Es bueno ver a los jóvenes interesarse. Nosotros tenemos programas para ellos. Vamos a escuelas, llevamos material y les enseñamos lo que podemos porque van a ser los que tomarán las decisiones en el futuro”, finalizó. 

, Loana Tejero

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Cuál es el costo de la energía que importó el gobierno para cubrir el aumento de la demanda eléctrica por las bajas temperaturas

Frente a las bajas temperaturas que se registraron en gran parte del país y la limitación de la generación local para cubrir el pico de demanda eléctrica, el gobierno debió importar energía desde países limítrofes para cubrir el pico de consumo. El lunes pasado se importaron unos 1200 megawatt (MW) desde Uruguay, Bolivia y Chile.

La mayor parte de esa energía adquirida por Cammesa- la compañía encargada del despacho de energía y administradora del Mercado Eléctrico Mayorista- provino desde UTE, la empresa generadora de electricidad que controla el estado uruguayo, que vendió hacia la Argentina energía termoeléctrica generada en un ciclo combinado y un restante desde parques eólicos. Una parte de esa energía se importó a 80 dólares por megawatt por hora (MWh) y 500 MW termoeléctricos generados en ciclo combinado y motores a US$ 210 por MW por hora, según informaron a EconoJournal fuentes al tanto de la transacción.

Esta situación llevó a que se pague a un valor superior por la energía por el hecho de importarla. Esto es así porque el costo de producción de energía en la Argentina en mayo se ubicó en torno a los 85 dólares. Y ahora el gobierno llegó a abonar hasta 210 dólares por MW por hora, es decir, casi dos veces y medio más.

Importación

Además, esta semana se importaron 2.880 MW por hora de energía desde Bolivia y 100 MW por hora de electricidad desde Chile. El martes al mediodía la demanda se ubicó en 21.678 MW, y la importación significó un 6% en la matriz de generación eléctrica. Esto representó 1242,6 MW, 1071 MW provenientes de Uruguay, 114 de Bolivia, 28 MW de Chile y 28 MW de Paraguay.

Desde Brasil no hubo importación debido a las inundaciones en el estado de Rio Grande do Sul que provocaron que la infraestructura eléctrica se encuentre en una condición crítica, con decenas de líneas de transmisión fuera de servicio, lo que a su vez impactó en el la gestión del Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica (SADI). Aun así, se estima que Brasil liberaría aproximadamente 1000 MW.

, Loana Tejero

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En plena crisis por la falta de gas referentes del sector debatirán sobre cómo promover inversiones en infraestructura

Los máximos directivos locales y regionales de empresas de los segmentos de producción, transporte y distribución de gas natural debatirán sobre proyectos de infraestructura, inversiones y desafíos de corto y largo plazo en el sector, en una nueva edición del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

La jornada tendrá lugar el miércoles 12 de junio, en el Salón Dorrego del Hípico Alemán, en Buenos Airesm, bajo la consigna «Cómo promover inversiones en medio de una transición desde mercados administrados hacia otros competitivos».

Los speakers disertarán sobre los proyectos necesarios para explotar el potencial de Vaca Muerta y el grado de avance que presenta cada uno. También analizarán cuán viable es la materialización de las obras que hacen falta en el segmento de midstream y transporte de hidrocarburos, desde el Vaca Muerta Sur hasta una nueva planta de separación de líquidos del gas natural.

Partciparán Oscar Sardi, de TGS; Gustavo Gallino, de YPF; Ricardo Hosel, de Oldelval; Emilio Nadra, de CGC; Daniel Ridelener, de TGN; Andrés Scarone, de MEGA; Javier Martínez Álvarez, de Tenaris; Gabriela Aguilar, de Excelerate Energy; Soledad Lysak, de TotalEnergies; Mariano D’agostino, de Wintershall Dea; Jaime Barba, de Camuzzi; y Rodolfo Freyre, de Pan American Energy.

También estarán Tomás Córdoba, de Metrogas; Gerardo Gómez, de Naturgy; Santiago Romero Oneto, de Gas Andes; Alejandro Larrive, de Methanex; Pablo Brottier, de Sacde; Carlos Mundín, de BTU; Alejo Calcagno, de Techint; Santiago Patrón, de Pampa Energía; y Mario Patiño, de Insight M.

Temas de agenda

Los referentes del sector gasífero darán cuenta sobre cómo capturar nuevas demandas para el gas argentino y las posibilidades que existen en cuanto al mercado chileno, brasilero y la petroquímica. Además, brindarán detalles sobre la agenda de los productores para impulsar un proyecto único de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés).

Asimismo, hablarán sobre los desafíos de corto y largo plazo y los pasos a seguir para evitar el cierre de pozos en años cálidos. También, explicarán cuánto puede cambiar el mercado por el desarrollo de gas asociado al petróleo.

Segmento regulado

Los speakers exhibirán cuál es el escenario que enfrentan las empresas distribuidoras de gas natural tras la actualización tarifaria. Y compartirán un análisis de la consistencia macroeconómica de las decisiones del gobierno en materia de tarifas.

En esa misma línea, plantearán cómo evitar que la agenda coyuntural invisibilice las transformaciones que está transitando el sector a nivel global. 

El evento cuenta con cupos limitados. Las entradas están disponibles a través de este link.

, Loana Tejero

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PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron el Parque Eólico San Luis Norte

PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron rl Parque Eólico San Luis Norte ubicado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano al norte de la provincia de San Luis. En el acto estuvo presente el gobernador de San Luis, Claudio Poggi; directivos de las empresas, autoridades nacionales y provinciales y representantes de la comunidad.

El parque, que se despliega en un predio de 1500 hectáreas de extensión, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 Mw de potencia e implicó una inversión de 210 millones de dólares.

El parque

Este complejo renovable tiene previsto, según se anunció en el acto, una etapa adicional que consiste en la construcción de un parque de energía solar con 18 MW de potencia que lo va a convertir en el primer parque de generación de energía renovable híbrida del país, poniendo en valor el recurso eólico y el solar que tiene esa región de la provincia. De esta forma, el complejo tendrá una capacidad instalada total de 130,5 MW de potencia, lo que equivale al abastecimiento de electricidad para 210 mil viviendas por año, al mismo tiempo que contribuirá a una reducción de emisiones anual de 190 mil toneladas de carbono. 

Martín Federico Brandi, CEO de PCR, expresó: “Nos sentimos muy orgullosos de poder inaugurar nuestro primer parque de energía eólica en la provincia de San Luis y también por poder comunicar hoy nuestro compromiso de iniciar la construcción del parque solar ampliando su capacidad de generación a otros 18MW, convirtiéndose así en el primer parque hibrido de la Argentina».

Asimismo, el ejecutivo informó que «se trata de un paso más que damos como compañía, demostrando que somos protagonistas e impulsores de la transición energética de nuestro país, brindando soluciones para favorecer la descarbonización de las industrias que buscan contribuir con un planeta más limpio”.

Por su parte, Federcio Amos, CEO de Acindar sostuvo que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura».

Por último, agregó: «Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones a la atmósfera”.

, Loana Tejero

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La apuesta de uno de los creadores del pendrive por el litio argentino: “Milei está a la altura de las expectativas”

Recostado sobre su sillón en el hall del hotel Park Tower en Retiro, Simon Litsyn se divierte cuando le preguntan si es el inventor del pendrive. La consulta surge a partir de un dato en su vasto currículum: desarrolló para el empresa M-Systems la primera memoria USB introducida al mercado, posteriormente vendida a SanDisk. Este científico de larga trayectoria académica y empresarial en Israel explica que participó en el desarrollo de un componente crítico en esta tecnología de almacenamiento de datos, aunque no cree que se le deba atribuir el título de inventor del pendrive. Tampoco le interesa tenerlo, porque tiene otro objetivo mayor en mente: desarrollar la tecnología de extracción directa de litio a escala comercial. Lo esta haciendo de la mano de una empresa propia, Xtralit, que hace poco anunció su primera inversión en la Argentina, uno de los motivos que lo trajeron a Litsyn al país por primera vez.

XtraLit, una startup israelí fundada por Litsyn en 2021, anunció en febrero un plan de inversiones por US$ 104 millones en el país. El empresario se lo comunicó a la canciller Diana Mondino en Israel, en el marco de la visita del presidente Javier Milei a ese país en febrero.

En la Argentina, Xtralit cuenta con el respaldo de Dragones Venture Partners, un grupo de inversores de venture capital entre los que figuran Diego y Martín Teubal, accionistas y directores de BGH, Dario Fainguersch, Daniel Aisenberg, Diego Zbar, Andrés Perez y Miguel Ángel Graña. La firma argentina fue una de las principales aportantes en la ronda de inversión realizada en marzo y en la que XtraLit obtuvo fondos por US$ 30 millones para su expansión internacional y local. Además de Dragones Venture, formaron parte de la ronda inversores extranjeros como Halliburton, Geolit Energy, Arkin Holdings y fondos de inversión de los Estados Unidos.

El CEO de Xtralit acaba de visitar el país para participar en la conferencia Direct Lithium Extraction 2024 y mantener reuniones con representantes de provincias, inversores y socios. Durante su estadía en Buenos Aires, Litsyn accedió a hablar con EconoJournal sobre la tecnología de extracción directa de litio (DLE) que esta siendo desarrollada por Xtralit, el plan de inversiones de la empresa en la Argentina, el panorama para las inversiones extranjeras en la presidencia Milei y el potencial para obtener litio en las operaciones de petróleo y gas.

Simon Litsyn, CEO de Xtralit.

-Participó en la conferencia de Extracción Directa de Litio 2024 celebrada en Buenos Aires. ¿Qué tan competitivo es el panorama de las empresas que trabajan en desarrollos de DLE?

En primer lugar, es una confirmación más de que la tecnología aún se encuentra en las primeras etapas. Creo que tomará algún tiempo hasta que eventualmente se convierta en una tecnología dominante, porque es mucho más progresiva y ecológica en comparación con las tecnologías tradicionales. Estas tecnologías todavía necesitan o tienen que demostrar su valía en grandes proyectos porque hasta el momento no hay proyectos a gran escala. Sólo hay proyectos piloto aquí y allá y es necesario ampliarlos aún más para que se conviertan en grandes proyectos. Ahora, por un lado, hay varias empresas que están haciendo diferentes tipos de Del, no existe un enfoque único que haya demostrado ser preferible a otros, pero según mi conocimiento, la cantidad de lugares donde se puede utilizar esta tecnología es mucho mayor que el número de empresas que pueden presentar o pueden introducir la tecnología. Entonces, en general, la situación es que todavía hay espacio para que otros entren y los primeros en llegar, por supuesto, como siempre, tienen mejores posibilidades de tener éxito.

-¿Cómo encaja la tecnología de Xtralit en este panorama?

Creemos firmemente que nuestra tecnología tiene un rendimiento mejor que el rendimiento de la mayoría. Sin embargo, no existe una tecnología que sea la mejor en todos los casos. Esto significa que para cada salmuera hay que encontrar la que mejor se adapte desde el punto de vista tecnológico. Entonces, nuestro enfoque, nuestra tecnología, es la mejor para muchas salmueras, pero no para todas. Y hay otras tecnologías que serán mejores para otras salmueras. Es una situación saludable, hay lugar para la competencia. Estoy totalmente a favor de la competencia dondequiera que vaya. Y si fuéramos la única empresa que promueve DLE, esta situación me parecería insalubre y peligrosa.

-Ya probaron esta tecnología en las aguas del Mar Muerto y también tomaron muestras de litio en Catamarca y Salta. ¿En qué etapa de desarrollo se encuentra actualmente su tecnología?

Cada una de estas tecnologías tiene dos componentes. Uno utiliza algún material mágico que tiene las propiedades de poder atraer, absorber el litio y rechazar el resto de los elementos. Y con solo poner o hacer pasar esta salmuera a través de este material llamado sorbente, podemos atrapar los iones de litio y dejar que el resto de los iones pasen y regresen a donde pertenecen. Por eso la tecnología tiene dos componentes, uno es la producción o fabricación de este material, y el otro es diseñar y construir las instalaciones que extraerán el litio utilizando ese material. En el primer componente estamos en el nivel industrial completo, por lo que podemos fabricar el sorbente en cantidades esencialmente ilimitadas, solo necesitamos algo de tiempo para instalar algunos equipos. A nivel de extracción práctica, estamos en la etapa piloto y ahora estamos en camino a la etapa de producción. Así que estamos en camino a nuestra primera instalación a gran escala, que esperamos comience dentro del próximo medio año.

-El plan de inversiones anunciado por Xtralit incluye la apertura de una instalación para producir ferrofosfato de litio (LFP, material catódico para baterías), además de un laboratorio de I+D y la creación de un fondo para ejecutar proyectos, con foco en la exploración de litio. ¿Cuál es el fundamento detrás de este enfoque de inversión múltiple?

Nos reunimos con algunos funcionarios, también en Israel durante la visita del presidente Milei con la ministra de Relaciones Exteriores, Diana Mondino. En esas discusiones quedó claro que Argentina puede optar por una de dos posibilidades. Una es convertirse simplemente en un proveedor de materias primas para las altas tecnologías. La otra forma es simplemente avanzar, ascender en la cadena de suministro y comenzar a fabricar lo que sea: materiales catódicos, baterías y vehículos totalmente eléctricos. Todo esto es posible. Claramente, si Argentina quiere convertirse en miembro del club de los países desarrollados, debe haber cierto entendimiento de que sólo la segunda manera puede llevar a Argentina a esta posición. Esta inversión en LFP es sólo una de las posibilidades de seguir ampliando la tecnología. Y cuando la tecnología crece, afecta muchos aspectos de la vida, como la educación, no solo la economía. Además, estamos en contacto con varios grupos de inversionistas que están cambiando su actitud hacia la Argentina, o que ya lo han hecho. En los últimos dos años hemos estado en contacto con varios grupos de inversionistas que acordaron que seguirán invirtiendo en la Argentina, porque ven cambios significativos que están ocurriendo en la economía, en relación con la tributación y la relación con las inversiones extranjeras en el país. Ahora los inversores se sienten mucho más seguros. Por supuesto, estos cambios aún no se han logrado por completo, están en camino, pero debo asegurarle que todos los movimientos del gobierno ahora respecto a las inversiones del exterior son realmente seguidos por los inversores y entre ellos también los inversores en litio.

-¿La elección de Milei cambió el sentimiento hacia la Argentina?

No sólo la elección, sino sus pasos, hay muchos políticos que hablan, que anuncian algunas cosas antes de ser elegidos y después de ser elegidos están haciendo todo lo contrario. Digamos que hasta ahora Milei está a la altura de las expectativas, ojalá tenga éxito en la implementación y debo asegurarles que en esto, por nuestra parte, intentaremos traer grandes inversiones en la industria del litio.

-La tecnología DLE podría servir para la recuperación de litio en la extracción de petróleo y gas. ¿Cuál es su perspectiva sobre este tipo de producción de litio?

-Es una de las varias fuentes posibles de litio, además de los lagos salados y aguas geotérmicas. En muchos casos, las aguas producidas por la extracción de petróleo y gas contienen cantidades significativas de litio. Especialmente en el caso del consumo de litio en América del Norte, creemos que estas se convertirán en las principales fuentes. El gobierno de los Estados Unidos está haciendo muchos esfuerzos para trasladar el suministro de minerales críticos a su país y esto es un gran mercado, por lo que para para América del Norte será una fuente importante de litio. Uno de nuestros inversores es Halliburton Labs, que es parte de Halliburton. Son nuestros inversores y nuestros socios en la exploración y extracción de litio del agua producida por el petróleo. Ya hemos comenzado con Halliburton a explorar varias fuentes en América del Norte para esto. Según tengo entendido, también hay recursos petroleros en Argentina con concentraciones de litio similares a las de Canadá, en la provincia de Alberta. Entonces, dado que hay interés por parte de las compañías petroleras en Argentina, definitivamente estaremos interesados en probar este enfoque.

, Nicolás Deza

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EXAR donó una camioneta 4×4 para el Hospital de Susques

EXAR, empresa productora de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, se unió a Cookins, proveedora de servicios de alimentación institucional, para llevar a cabo una donación al Ministerio de Salud de la Provincia de Jujuy. “En una nueva muestra del compromiso con las comunidades aledañas a su área de operaciones, las compañías aportaron una camioneta 4×4 Renault Alaskan 0 km que será destinada al Hospital de Susques, para contribuir a mejorar la atención médica en la región”, informaron desde la empresa.

El acto de entrega tuvo lugar en la Casa de Gobierno de Jujuy y contó con la presencia del gobernador de la Provincia de Jujuy, Carlos Sadir; el ministro de Salud, Gustavo Bouhid; el secretario de Salud, Jorge Camacho; la secretaria de Coordinación General, Fernanda Peynado; el secretario de Salud Mental y Adicciones, Agustín Yécora;  el director de Hospitales, Pablo Castro; y la directora del Hospital de Susques, Marina Vargas. De parte de EXAR, participaron Franco Mignacco, presidente de la compañía; y Lucila Lasry, gerente de Relaciones Comunitarias y Comunicación.

Marina Vargas, directora del Hospital de Susques, comentó: “Este gran aporte que nos va a permitir fortalecer el trabajo de los equipos en territorio para llegar a cada familia, reforzar la promoción y la prevención”.

Asimismo, aseveró que: “Teniendo en cuenta que recorremos distancias largas para llegar a los puestos de salud y cumplir con las visitas médicas y psicosociales, un vehículo 0 KM va a ayudar y mucho para la continuidad de la atención integral en las comunidades de Huáncar, Pastos Chicos, Puesto Sey, Olaroz Chico, Catua, Jama, San Juan de Quillaques, El Toro y Barrancas».

A su vez, Franco Mignacco, presidente de EXAR, mencionó: “Es un orgullo para EXAR poder canalizar, junto a nuestros proveedores, contribuciones que mejoraran la calidad de vida de las comunidades cercanas a nuestra planta”.

En tanto, Ramiro Bibulich, de Cookins, afirmó: “Para COOKINS es una enorme satisfacción llevar adelante estas acciones en forma conjunta con nuestros clientes, autoridades y comunidades, de forma de contribuir a la mejora significativa de la calidad de vida de las localidades en las que brindamos servicios”.

La donación

La donación de esta camioneta 4×4 Renault Alaskan 0 km, tiene como propósito fortalecer la capacidad operativa del Hospital del Departamento de Susques. Este vehículo es esencial no sólo para mejorar la eficiencia en las operaciones diarias del hospital, sino que también para proporcionar soluciones rápidas y efectivas ante situaciones de emergencia, asegurando así una respuesta ágil y oportuna para las comunidades de su área de influencia.

, Redaccion EconoJournal

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Chevron Argentina y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires firmaron un acuerdo de colaboración

Chevron Argentina y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires sellaron un acuerdo de colaboración, con el objetivo de fortalecer la experiencia educativa de los estudiantes de grado de la Carrera de Ingeniería en Petróleo. La alianza nace en el marco de la creciente demanda de la industria de petróleo y gas de contar con profesionales calificados para el desarrollo de Vaca Muerta y del sector energético en su totalidad.

Durante una primera etapa, se buscará acondicionar y equipar las aulas donde se dictan las clases. Posteriormente, se trabajará en otros proyectos tales como reformas edilicias y becas para estudiantes de grado de la carrera de Ingeniería en Petróleo. 

Alejandro M. Martínez, decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, comentó: “Estamos articulando alianzas con el sector privado, mutuamente beneficiarias para fortalecer las funciones de enseñanza, investigación, desarrollo tecnológico y extensión. Hoy hay más demanda de ingenieros en petróleo que graduados, motivo por el que queremos hacer crecer la inscripción en esta carrera, generar incentivos para retener talentos y fomentar la graduación de quienes se encuentran actualmente cursando”.

Asimismo, Martínez aseguró que “el sector energético es clave para el desarrollo de nuestro país; lo ha sido históricamente para la FIUBA, como lo demuestra la creación en 1929 del Instituto de Gas y Petróleo (IGPUBA), aún en funcionamiento. Por este motivo, desde la Facultad buscamos apoyo y colaboración con el sector productivo. En este contexto, desarrollar una alianza con Chevron Argentina es un gran paso y un enrome compromiso”.

A su vez, Dante Ramos, gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para la unidad de negocio de América Latina, indicó: “Es un honor para nuestra empresa trabajar de forma conjunta con la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, en su decisión de acompañar el desarrollo de Vaca Muerta. Esta alianza se alinea con varios esfuerzos que estamos llevando a cabo para apoyar la promoción del talento que requiere la industria. Construir alianzas público-privadas de esta naturaleza, sostenidas en el tiempo, constituyen una parte esencial de la cultura de nuestra empresa”.

, Redaccion EconoJournal

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¿Qué medidas se pueden adoptar para ahorrar en gas?

El gas natural desarrolla un rol muy importante en la vida diaria y es sinónimo de energía limpia. Al ser un recurso no renovable, su consumo consciente tiene impactos ambientales, como también económicos. Camuzzi, una de las mayores distribuidora de gas natural del país, comparte con los usuarios información pertinente para entender en detalle la factura del servicio y los conceptos facturados, el consumo de los artefactos instalados en el hogar y consejos prácticos al momento de usarlos.  

La categoría de usuario

Para entender la factura de gas es necesario primero comprender que los usuarios residenciales se clasifican en ocho categorías: R1, R21, R22, R23, R31, R32, R33, R34. Estas categorías agrupan a usuarios con similares volúmenes de consumo. Son variables, y se definen en cada periodo de facturación. Una variación de consumo, en el último año móvil, puede llevar a una variación de categoría. De esta manera, los usuarios que menos gas consumen tienen aplicada una tarifa más económica.

Registro de acceso a los subsidios a la energía (RASE)

A partir del 2022, se dispuso un régimen de segmentación de subsidios para usuarios residenciales, que los divide en tres, de acuerdo a los ingresos por hogar, medidos en canastas básicas totales (CBT):

Usuarios del servicio de ingresos altos (N1): 3.5 o más CBT

Usuarios del servicio de ingresos bajos (N2): menos de 1 canasta básica total

Usuarios del servicio de ingresos medios (N3) entre 1 y 3,5 CB

De acuerdo al segmento en el que esté inscripto el usuario, percibirá o no distintos subsidios sobre el precio de gas en boca de pozo, incorporado en los cuadros tarifarios vigentes.

Los usuarios pueden conocer los criterios de esta segmentación, completar o modificar su registro ingresando en: Segmentación energética: subsidios a la luz y el gas | Argentina.gob.ar.

Subzonas tarifarias y conformación de cuadro tarifario

Para la construcción final del cuadro tarifario, hay que tener en cuenta una tercera variable: la subzona tarifaria, que representa valores tarifarios y umbrales de determinación de usuarios completamente diferentes dependiendo la localidad de residencia.

Del cruce de estas tres variables (Categoría de consumo, Segmentación RASE, y Subzona tarifaria) se determina el cuadro tarifario en el que se basan las facturas, y que puede conocerse ingresando a: Tarifas Vigentes | Camuzzi Gas

Beneficios, subsidios y tarifas especiales

Adicionalmente a lo expuesto, existen categorías especiales de usuarios, que contempla distintos subsidios, como la TARIFA SOCIAL y la tarifa a ENTIDADES DE BIEN PÚBLICO. Asimismo, el beneficio “Zona Fría” se amplió a partir de 2021, a los hogares de las localidades y provincias argentinas de acuerdo con sus propias condiciones climáticas, independientemente de los ingresos y consumo de los usuarios. Los hogares alcanzados por este beneficio obtienen una bonificación del 30% en la tarifa, porcentaje que se eleva al 50% en el caso de aquellos usuarios con tarifa social o ubicados en la Región Patagónica, Departamento de Malargüe (Prov. Mendoza) y Región de la “Puna”.

¿Qué conceptos se facturan bimestralmente?

La factura que emite y entrega Camuzzi a sus usuarios, retribuye no sólo la labor de la distribuidora, sino a todos los actores involucrados en la cadena energética: la factura está compuesta por el precio del gas, que remunera al productor de hidrocarburos por extraer la energía en los yacimientos; el transporte, que remunera a la empresa transportista por el servicio de llevar el gas desde el yacimiento hasta los centros de consumo, la distribución, que remunera a las distribuidoras, en este caso Camuzzi, por el servicio de llevar el gas desde el punto de entrega de la transportista hasta cada uno de los medidores de los usuarios y por el último, los impuestos del Estado Nacional, Provincial o Municipal según corresponda.

En resumen, más allá de los impuestos, los usuarios podrán encontrar entonces detalle de los conceptos facturados: un cargo fijo específico para cada categoría, y un cargo variable (el propio consumo), determinado por multiplicar la cantidad de m3 consumidos, por el valor que dicho m3 tiene para ese usuario.

El consumo de los artefactos

Por último, cada artefacto tiene un consumo distinto. Por ejemplo, una estufa chica de 2.500 kcal/h, la más habitual en las habitaciones, prendida durante 8 horas diarias, consume en un bimestre casi 134m3. Una hornalla de la cocina, prendida 4 horas por día, consume al finalizar el bimestre aprox. 40m3. Y un calefón, calculado para una casa de 2 personas, consume aproximadamente 67.80m3.

Conocer el gasto de los artefactos permite evaluar su uso, y medidas de ahorro en caso que se requiera reducir el consumo.

Camuzzi puso a disposición de sus usuarios un “Simulador de Consumo” por artefacto, que permite realizar el ejercicio de manera sencilla para obtener un aproximado: Simulador de Consumo | Camuzzi Gas

Tips de ahorro

Para calefaccionar el hogar, la compañía recomienda tener en cuenta los siguientes tips:

Regular el termostato a una temperatura ambiente de 20°C en invierno.   

Calefaccionar solo aquellos ambientes donde haya gente. En espacios grandes, cerrar accesos y puertas a otras habitaciones para concentrar el calor en un único espacio más chico.

No abrir ventanas para bajar la temperatura. Para bajar la temperatura del ambiente, mejor hacerlo desde el mismo artefacto. 

Utilizar burletes para que no se pierda el calor por las puertas y ventanas.

Tener en cuenta que los pilotos automáticos representan aproximadamente el 10% del consumo del hogar.

Asimismo, si se utiliza agua caliente se sugiere:

Usar conscientemente el agua caliente de la canilla.

Ducharse en un tiempo razonable.

Regular el agua caliente desde el artefacto para evitar mezclarla con agua fría.

Usar aireadores y reguladores de caudal.

En caso de utilizar el gas para cocinar es importante:

Usar el horno con moderación, ya que consume lo mismo que 3 hornallas.

Tapar siempre la olla para concentrar el calor.

Apagar o reducir la llama de la hornalla cuando la cocción llegue al punto de hervor.

No permitir que la llama de la hornalla supere el diámetro de la olla o recipiente de cocción.

Evitar abrir la puerta del horno durante la cocción, ya que pierde mucho del calor alcanzado.

Chequear y cambiar los burletes de la tapa del horno si fuera necesario.

Recordar que las hornallas y el horno no son para calefaccionar el hogar, dado que no es eficiente, pero principalmente porque es muy peligroso.
, Redaccion EconoJournal

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¿Qué dice el comunicado interno del Enargas sobre la crisis del gas que provocó cortes a industrias y estaciones de GNC?

A raíz de un inesperado problema administrativo entre Enarsa y Petrobras, que impidió que se descargara un barco de GNL en la estación de Escobar, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) instruyó ayer a distribuidoras y transportistas a cortar la suministro a más de 100 grandes industrias y estaciones de GNC de todo el país. En esa lista figuran empresas cerealeras, petroquímicas, cementeras y agroindustriales ubicadas en la zona del Gran Rosario, que se extiende desde el sur de Santa Fe hasta el norte de la provincia de Buenos Aires, y también de Córdoba y Mendoza.

La medida derivó en que el Enargas convocara a un Comité de Emergencia para determinar la interrupción del suministro tanto a los contratos interrumpibles, que prevén la interrupción del suministro en caso de falntes de gas , como así también de contratos ‘en firme‘ para priorizar el abastecimiento de la demanda prioritaria del sistema (hogares, escuelas y hospitales).

La crisis fue generada por una suma de factores, entre los que también se cuenta un problema técnico que afectó a dos plantas compresoras de la Transportadora de Gas del Norte (TGN).

EconoJournal accedió a la minuta en la que se detalla la gravedad de la situación a distribuidoras y transportadoras y se las instruye expresamente a interrumpir el servicio a los usuarios considerados no prioritarios. El texto establece que:

“En función de lo resuelto por el Comité de Emergencia celebrado con motivo de una reducción transitoria de la inyección de gas natural del buque regasificador de Escobar, se procede de manera inmediata y hasta las 6:00 am del 30/5/24 al corte útil de la demanda no prioritaria (incluyendo industrias, centrales termoeléctricas y estaciones de GNC) para asegurar el suministro a la demanda prioritaria (incluyendo hogares, hospitales y escuelas)”.

El documento explica que la pérdida de gas estimada para el martes, atribuible a la parada de las plantas compresoras Beazley y Chaján fue de 2 millones de metros cúbicos (MMm3). Mientras que el cese de inyección de la terminal regasificadora Escobar -por la falta de autorización de Brasil para descargar el GNL del buque de Petrobas- provocó una baja de 6 MMm3 para el martes y 9 MMm3 para hoy.

En este contexto, ENARGAS estableció un corte por un volumen de 25,5 Mmm3 de gas “a implementar de manera inmediata y hasta las 6 am del 30/5/24, para sostener la demanda prioritaria”. Por otro lado, se aclara que según lo informado por Enarsa “no se cuenta con inyección adicional de Bolivia”.

El gobierno espera que la operación del sistema de transporte de gas se descomprima en junio con el ingreso de la planta compresora de Tratayén del Gasoducto Néstor Kirchner que está construyendo Sacde por orden de Enarsa. La obra tiene un avance del 86% y se espera el completamiento mecánico de las instalaciones para el 15 de junio, en línea con la fecha contractual. La puesta en funcionamiento de la planta demandará unas cuatro semanas de tareas conjuntas entre Enarsa y el fabricante del Turbocompresor. Además, se está coordinando junto a TGS, la transportista que opera el gasoducto, para contar con el ingreso de gas al sistema («gas-in«) la semana del 20 de junio.

La medida se efectivizó en la noche

El Comité de Crisis fue convocado ayer martes a las 21 y contó con la participación de representantes de la Secretaría de Energía, ENARGAS, Cammesa, TGN, TGS, Metrogas, Naturgy, Gasnor, Ecogas, Camuzzi, GasNea y Litoral Gas.

Horas después derivó en la orden a todas las estaciones de GNC del país de no hacer cargas, hasta nuevo aviso. Asimismo, se restringió el servicio a grandes industrias de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Cuyo y el Norte del país.

Esta mañana, Marcelo Zanoni, presidente de la Cámara de Expendedores de GNC, confirmó en Radio Con Vos que el corte también recayó sobre estaciones que tenían contratos en firme, lo que podría derivar en un conflicto legal con el Gobierno nacional: «Se violó la ley», dijo.

Hoy la planta compresora de Tratayen que SACDE construye para Enarsa tiene un avance del 86% y se espera el completamiento mecánico el 15 de junio, en línea con la fecha contractual.
La puesta en funcionamiento se hace dentro de las siguientes cuatro semanas en conjunto con Enarsa y el fabricante del Turbocompresor.
Además, se está coordinando junto a TGS para tener el ingreso de gas al sistema («gas-in») la semana del 20 de junio.

Hoy se inició la descarga

Esta mañana, Enarsa confirmó que a las 9.10 el gobierno de Brasil aceptó la carta de crédito expedida por el Banco de la Nación Argentina para realizar el pago del buque de GNL que estaba amarrado en Escobar.

“Inmediatamente, se inicia el proceso de descarga del barco, que ya se encontraba amurado al buque regasificador de Escobar, conectado desde las 16 del martes 28 de mayo”, afirmaron en un comunicado.

En este sentido, explicaron que “la situación se produjo por una disconformidad del proveedor respecto a la carta de crédito emitida el pasado viernes 24, a pesar de que la misma fue emitida en los términos requeridos por el proveedor destacándose que el banco había recibido una igual para un cargamento similar en las últimas semanas”.

Este medio reveló en exclusiva que Enarsa había comprado el fin de semana un cargamento de GNL a Petrobras de urgencia para comenzar a regasificar ayer. La compra se había hecho de forma directa, es decir, sin licitación pública, con el objetivo de descomprimir la sorpresiva crisis del gas que tiene contra las cuerdas el despacho de energía en todo el país.

Sin embargo, la empresa no pudo documentar la transferencia de US$ 22 millones a una cuenta en el exterior de Petrobras, por lo que la petrolera controlada por el gobierno brasileño no había autorizado la descarga del cargamento de gas.

, Laura Hevia

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Insólito: como Petrobras no autorizó a Enarsa a descargar un cargamento de GNL, le cortaron el gas a más de 100 grandes industrias

Enarsa, la empresa estatal que se encarga de la importación de Gas Natural Licuado (GNL), no pudo documentar este martes la transferencia de US$ 22 millones a una cuenta en el exterior de Petrobras, por lo que la petrolera controlada por el gobierno brasileño no autorizó la descarga de un cargamento de gas comprado de urgencia por la Argentina durante el fin de semana para intentar contener la crisis de abastecimiento de energía que afecta al país desde hace varios días, según indicaron fuentes del mercado a EconoJournal. Esto agravó la situación del sistema de gas, que enfrenta desde hace días un estado crítico por las bajas temperaturas que tomaron por sorpresa al gobierno de Javier Milei. 

La situación, que prácticamente no tiene antecedentes y podría derivar en un nuevo conflicto diplomático entre el gobierno de Javier Milei y el de Lula Da Silva, puso contra las cuerdas al sistema gasífero argentino. La agudización de los problemas de suministro obligó al Enargas, el ente regulador del sector, a convocar hoy a un comité de emergencia integrado por productores, transportistas y distribuidores para cortarle el gas a las mayores 100 industrias del país, entre las que figuran petroquímicas, petroleras, cerealeras, caleras y empresas agroindustriales.

Enarsa debía girar este martes alrededor de US$ 22 millones para que un buque cargado de GNL empiece a inyectar hoy el fluido en la terminal regasificadora de Escobar. Sin embargo, por un problema derivado de la instrumentación de la carta de crédito en favor de Petrobras que había firmado Enarsa, la operación bancaria no se realizó en tiempo y forma, porque el cargamento no pudo empezar a inyectar GNL.

El corte de gas alcanza a todas las grandes industrias de la región del Gran Rosario, que cubre el sur de Santa Fe y se extiende hacia el norte de Buenos Aires, y también a las de Córdoba, que debieron frenar a cero su consumo de gas natural para intentar preservar la integridad del sistema de gasoductos, que opera al límite de su capacidad.

En otro momento, un escenario así se hubiese solucionado rápidamente mediante un llamado político a Brasilia, pero la mala o inexistente relación con Lula (Da Silva) no ayudó en lo más mínimo”, explicó un alto directivo de una petrolera que siguió esta tarde los acontecimientos desde cerca. A última hora de la tarde de hoy, la distribuidora Litoral Gas, que brinda el servicio al norte de la provincia de Buenos Aires y en el sur de Santa Fe, se vio obligada a cortarle el suministro de gas a más de 100 industrias de la región del Gran Rosario. Horas más tarde las distribuidora de Gas del Centro y Gas Cuyana tomaron la misma decisión. «La clave es poder pasar el pico de consumo residencial, que se registra entre las 21 y las 23. Si logramos llegar a la medianoche con buena presión en los gasoductos, la situación estará controlada porque mañana Enarsa va a poder empezar a inyectar gas en la terminal de Escobar«, reconoció un directivo de una distribuidora.

Hasta ayer la interrupción del servicio había afectado a industrias, comercios y estaciones de GNC que tienen contratos interrumpibles de gas (que prevén corte del suministro en caso de faltantes), pero el imprevisto que sufrió Enarsa con el cargamento de GNL obligó a cortar el gas a industrias que contrataron el servicio ‘en firme’, es decir, a empresas que pagan más caro para evitar cortes del suministro. Algunas industrias, por caso, acataron parcialmente el pedido de las distribuidoras y no interrumpieron a cero su consumo de gas.

El contexto se complicó aún más por un problema operativo que afectó a la red de TGN, una de las dos transportistas de gas del país, que por un imprevisto técnico debió paralizar dos plantas compresoras en el sistema centro-oeste de gasoductos. “La salida de funcionamiento de las plantas motivó una pérdida de linepack (presión) de 2 millones de metros cúbicos (MMm3), pero el problema principal fue el inconveniente que tuvo Enarsa para descargar el cargamento de GNL que tendría que haber inyectado unos 7 MMm3/día este martes”, agregó otra de las fuentes consultadas. TGN reestablecerá la operación de las dos plantas compresoras a las 21 de hoy, mientras que se estima que, si el BCRA autoriza el envío de fondos hacia Brasil, la terminal de Escobar podría empezar a regasificar a partir del mediodía del miércoles.

, Nicolas Gandini

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Murió Guillermo Pereryra, el bastión del sindicato petrolero más importante del país

A los 80 años falleció Guillermo Pereyra, el dirigente gremial y referente del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

El fallecimiento fue confirmado oficialmente por el gremio petrolero luego de que Pereyra fuera internado ayer en la clínica CMIC de Neuquén capital tras sufrir un Accidente Cerebro Vascular Hemorrágico.

“Guillermo Pereyra, nos deja un gran legado de lucha inquebrantable en la defensa de los trabajadores petroleros. Su visión, liderazgo y compromiso serán un faro para las generaciones venideras de esta institución. Acompañamos a su familia en este momento de profundo dolor”, expresaron a través de un comunidado.

El gremialista luchaba contra una grave enfermedad hace varios años, motivo por el cual el 29 de abril pasado había decidido renunciar a la conducción de la mutual y a la obra social del gremio, MEOPP, Ospepri y MEOPP ART.

“La necesidad de encarar una recuperación que me permita volver a tomar funciones en la organización que conduce el compañero Marcelo Rucci me ponen en situación de dar un paso al costado y permitir que las tres entidades que dependen de nuestro sindicato puedan funcionar con normalidad”, había dicho el líder sindical durante el acto en el que oficializó su apartamiento.

Nacido en la provincia de Mendoza, Pereryra comenzó a trabajar en la industria petrolera de Neuquén a los 33 años. En 1970 se convirtió en delegado del sindicato petrolero y en 1983 pasó a conducir el gremio como secretario general, cargo que ostentó por 38 años.

Hizo carrera política bajo el Movimiento Popular Neuquino, partido por el cual fue diputado provincial entre 1995 y 1999. Luego, integró la Cámara Alta cuando en 2013 fue elegido senador y se mantuvo allí hasta finalizar su mandato en 2019. Desde su banca ocupó la presidencia de la comisión de Minería, Energía y Combustibles.

Además, integró el Directorio de YPF tras la expropiación de 2012.

Apartamiento y una nueva era

En 2021 Pereyra se apartó de la conducción del gremio para dar lugar a su sucesor, Marcelo Rucci, quien logró una victoria con el 86% de los votos. Finalizaba así una era de 38 años bajo su mandato.

Previamente en 2017, el líder petrolero había revelado que sufría de cáncer hepático, una enfermedad que no le impidió ejercer sus funciones legislativas o al frente del sindicato.

Pese a los numerosos problemas de salud que lo aquejaban, “el Caballo” -como lo apodaban- solía hacer frecuentes caminatas por las bardas de Neuquén, al mismo tiempo, ocupaba una agenda que lo mantenía frecuentemente al lado de presidentes, empresarios y poderosos gremialistas.

Pereryra plantó la bandera del sindicato en Vaca Muerta y se convirtió en referente de su proceso de desarrollo.

“Quiero agradecer el acompañamiento a cada uno de los trabajadores petroleros en estos años”, había dicho Pereyra durante su despedida. “He luchado por la dignidad de mis compañeros. No hace falta ponerme el perómetro en el pecho porque cada acción que tuve fue para defender a los trabajadores y la justicia social. Voy a morir dentro del MPN y peronista”, había dicho frente a sus seguidores en 2021.

, Laura Hevia

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Más de 1,5 Gw renovables se firmaron a través de PPA en Europa

Un informe de Pexapark, consultora suiza especializada en los contratos Power Purchase Agreement (PPA) del sector de energías renovables, precisa que durante el mes de abril se suscribieron 28 de estos contratos en Europa.

De este número, 24 son acuerdos corporativos, tres de utility scale y uno no está categorizado. Asimismo, hubo un crecimiento cuantitativo de nueve PPA renovables más que en marzo.

En cuanto a la potencia de estos convenios, el mes pasado registró 1.550 megawatts (Mw) de potencia. Esto representa un aumento de unos 797 Mw con respecto a marzo y de 587 Mw en relación con abril del año pasado.

Mercado de PPA

Un aspecto que destaca Pexapark es que el mercado de PPA parece servir casi exclusivamente a las estrategias de adquisición corporativa. En el primer tercio de 2024, los volúmenes corporativos alcanzaron los 5,2 gigawatts (Gw) a través de 111 contratos, lo que representa el 83% del volumen total y el 90% del número de acuerdos. El equivalente del año pasado fue de 4,8 Gw en 65 PPAs. Esto significa que se acumuló un 70% más de convenios que en el mismo período de 2023, que en ese momento se consideraba un récord histórico para la actividad.

Según el documento, las empresas de servicios públicos muestran una disminución en la actividad individual de compra, con aproximadamente 822 Mw en nueve acuerdos. “Los tamaños de los mismos parecen relativamente ajustados, ya que un único PPA de servicios públicos de 450 Mw en Grecia representa la gran mayoría de los volúmenes agregados. El panorama sigue una teoría de color diferente en comparación con el año pasado, cuando las empresas de servicios públicos habían hecho un regreso con un total de 1,5 Gw en 21 acuerdos”, señala.

Operaciones destacadas

La mayor parte de la ampliación de capacidad verde suscripta estuvo presente en el acuerdo entre la productora alemana Encavis y la firma química neerlandesa Lyondellbasell, por 208 Mw fotovoltaicos.

Otros convenios destacados fueron el que cerraron la organización francesa Alterric y la noruega Statkraft, por 150 Mw eólicos, y el que rubricaron la alemana Ib Vogt Gmbh y el gigante norteamericano Apple para el suministro de 134 Mw fotovoltaicos.

Impulso alemán

Alemania lideró el número de acuerdos con seis anuncios de PPA, seguida por Gran Bretaña (cuatro) y Francia (tres). En términos de capacidad, Alemania también ocupó el primer lugar, con 550 Mw, por encima de Gran Bretaña (140,8 Mw) e Irlanda (134,9 Mw).

Cabe señalar que en abril se anunciaron dos nuevos PPAs offshore en Alemania, elevando el total de lo que va de este año a 10, cada vez más cerca de los 14 totalizados en 2023.

El primer acuerdo, que se firmó entre EnBW y StahlHolding-Saar (SHS), es a 15 años e implica una participación de 50 Mw del parque eólico He Dreiht de 960 Mw en el Mar del Norte, programado para comenzar a operar a fines de 2025.

El segundo contrato, que se firmó entre la empresa de procesamiento de plásticos Ensinger y RWE, involucra unos 30 gigawatts/hora (Gwh) anuales del parque eólico Kaskasi de 342 Mw, ubicado frente a la costa de Helgoland. El PPA a 10 años seguirá un cronograma de entrega basado en el perfil de producción del complejo aerogenerador. Con la ayuda de este acuerdo, Ensinger planea cubrir casi la mitad de la demanda anual de electricidad de sus instalaciones de fabricación en Alemania con energía eólica.

, Julián García

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El sector eólico demanda mejoras para atraer inversiones

Según el Plan Nacional de Transición Energética de Argentina, elaborado en junio de 2023, el país se propone alcanzar una participación renovable del 57% en la matriz energética para el final de la década. La meta para 2050, en tanto, es elevar esta cifra a un 85 por ciento.

En diálogo con EconoJournal, el presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), Horacio Pagani, destaca la participación de la aerogeneración en este proceso de transición, con la idea de cubrir un 25% de la oferta en 2030 y un 36% en 2050.

Para cumplir esas proyecciones tendría que aumentarse la potencia instalada a unos 11.000 megawatts (Mw) en 2030. Esto es más del doble de los números actuales, que según el último informe de la International Renewable Energy Agency (IRENA) se sitúan en 3.706 Mw, aparte de los 1.900 Mw que están en construcción. Para 2050, por su parte, esta tecnología deberá aspirar a alrededor de 29.000 Mw de capacidad, ocho veces más que hoy.

A decir de Pagani, el ritmo de instalación en la Argentina podría ser mayor. “La posibilidad de crecimiento para la energía eólica está latente, pero tenemos que crear mejores condiciones para el traslado de esa energía”, advierte.

Cuellos de botella

En este sentido, el directivo identifica algunos de los principales obstáculos a los que se enfrenta el sector, los cuales generan una fuerte incertidumbre entre los inversores, haciendo especial hincapié en la saturación presente en las líneas de transmisión eléctrica. “En zonas donde tenemos un viento propicio, prácticamente no contamos con capacidad de transporte. Para tomar dimensión, en una reciente adjudicación en el Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER), de los 3.700 Mw de potencia previstos sólo se otorgaron 1.300 Mw, al tiempo que la energía eólica representó cerca de 700 Mw”, señala el titular de la AAEE.

Otro aspecto que comenta Pagani es la poca claridad en el panorama regulatorio, ya que en 2025 vencerá la Ley 27.191 que brindaba estabilidad fiscal y jurídica a los proyectos. Para este punto, indica que la norma debería prorrogarse a partir de 2026.

Asimismo, expresa que hay otra barrera que casi nadie tiene en cuenta: el costo de capital. “La Argentina está pagando en 13,8% en dólares, en tanto que ese valor en Brasil -por ejemplo- es de un 4,9% y en Alemania, de un 1,3 por ciento. Si nosotros bajamos estos porcentajes, podemos hacerlo también con los precios de la energía eléctrica”, explica el ejecutivo.

Una medida que propone para apoyar las inversiones y a su vez combatir la saturación en las líneas de transmisión es fomentar el desarrollo de pequeños parques eólicos distribuidos en distintos puntos del país, de entre 10 a 12 Mw, los cuales no requieren inversión en línea. “Pero hacer estas instalaciones es más caro que llevar a cabo un complejo de 50 ó 100 Mw debido al traslado de materiales y de grúas, sin omitir la operación y mantenimiento de las instalaciones. Estas cuestiones se tendrían que ir trabajando, además, para no centralizar la generación de energía en un sólo lugar, sino distribuirla en distintas zonas del país, apoyando la creación de trabajo correspondiente”, argumenta.

Por último, Pagani hace mención al desarrollo del hidrógeno verde en la Argentina y subraya el papel preponderante que tendrá la energía eólica en el proceso de producción de este vector, con instalaciones construidas específicamente para ese trabajo. “No obstante, en aras de hacer realidad ese trabajo conjunto tenemos que empezar a desarrollar una Ley de Producción del Hidrógeno que posibilite su desarrollo a nivel nacional. Si no, los inversores no van a venir al país, al preferir apostar por otros mercados vecinos, como Chile o Brasil, donde tienen beneficios concretos”, completa.

, Julián García

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Caputo posterga la aplicación de la Canasta Básica Energética, pero avanza con quita de subsidios para los hogares de clase media y baja

El gobierno sinceró este martes que no va a poder avanzar con la implementación de la Canasta Básica Energética que había prometido. Sin embargo, a partir de junio comenzará a recortarle subsidios de gas natural y electricidad a los usuarios de ingresos medios y bajos sobre el esquema de segmentación tarifaria ya vigente desde la administración anterior.

El decreto 465/2024, que lleva las firmas del presidente Javier Milei y su ministro de Economía Luis Caputo dice en el artículo 1 que se va a reestructurar el régimen de subsidios a la energía, algo que en el gobierno vienen repitiendo desde diciembre, pero en el artículo 2 establece que el período de transición hacia los “subsidios energéticos focalizados” se extenderá desde el 1 de junio hasta el 30 de noviembre, con la posibilidad de ser prorrogado luego por otros seis meses.

Esa referencia es un reconocimiento implícito del fracaso de todo lo hecho por la Secretaría de Energía durante los últimos seis meses, pues se suponía que la Canasta Básica Energética, que no es otra cosa que el sistema focalizado al que se hace referencia, iba a entrar en vigencia ahora, aunque eso no ocurrirá porque el gobierno no sabe cómo ponerla en marcha.

A Caputo se le acabo la paciencia por la falta de avances de Rodríguez Chirillo.

A mediados de febrero el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anticipó que se pondría en marcha un “subsidio a la demanda a través de canastas básicas energéticas”, indicando que este es “un nuevo diseño que estamos haciendo, según la cantidad de integrantes que tenga el grupo conviviente y según la zona del país donde viva”. “Cuando esa canasta de los consumos indispensables represente, por ejemplo, un 10% del ingreso que tiene el grupo conviviente, entonces el Estado va a salir a cubrir el diferencial de lo que le cuesta”, aseguró.

El 29 de febrero se realizó una audiencia pública para exponer los lineamientos de la Canasta Básica Energética, aunque sin dar demasiadas precisiones. De hecho, esas precisiones todavía no existen porque el equipo de la Secretaría de Energía nunca pudo salvar las inconsistencias técnicas que surgieron cuando intentó entrecruzar los datos las distintas bases con las que cuenta el Estado. Rodríguez Chirillo quedó atrapado en esa telaraña sin poder avanzar hasta que a Caputo se le terminó la paciencia.  

¿Qué es lo que ocurrirá entonces? El punto clave del nuevo decreto es el artículo 3 que deja sin efecto el tope anual de aumento equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial del año anterior para los usuarios de ingresos bajos (Nivel 2) y de 60% para los usuarios de ingresos medios (Nivel 3). Ya sin ese límite, incluido en el decreto 332/2022 con el que el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha el régimen de segmentación, Caputo podrá avanzar con la quita de subsidios para el 65% de la población concentrada en los niveles 2 y 3.

Lo que viene

Se espera que en está semana la Secretaría de Energía actualice el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) para los usuarios de esos dos niveles que en la actualidad pagan la energía mayorista a valores irrisorios. El precio monómico de la electricidad se ubica actualmente en torno a los $90.000 por megawatt hora (MWh), pero los usuarios N2 pagan $2981 pesos (poco más de un 3% de ese monto) y los N3 desembolsan $3756 (solo un 4%).

Lo que evalúan dentro del gobierno no solo es elevar esos montos sino también ponerle un tope al consumo subsidiado de los usuarios de ingresos bajos (N2) y eventualmente bajar el tope de 400 kWh vigente para los usuarios de ingresos medios (N3). Por encima de ese tope, en la actualidad los N3 ya pagan la electricidad al mismo valor que los N1, que desde febrero son $44.401 por MWh.

El artículo 5 del decreto lo anticipa al facultar a la Secretaría de Energía a “establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas”. Luego aclara que “para establecer los volúmenes máximos subsidiables, la Autoridad de Aplicación deberá contemplar el criterio de consumo indispensable, a cuyo efecto podrá considerar la zona bioambiental en la que se ubica el consumo y la época del año. 

Por último, señala que “en una primera etapa, la Autoridad de Aplicación podrá extender a los usuarios del Nivel 2 los límites de consumo que ya rigen para los usuarios del Nivel 3 conforme a las Resoluciones Nros. 649 del 13 de septiembre de 2022 y 686 del 5 de octubre de 2022”.

, Fernando Krakowiak

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YPF Luz: “Tenemos en cartera varios proyectos de interconexión y de renovables para poder cubrir la demanda minera”

SAN JUAN (enviada especial)-. YPF Luz, la compañía de generación eléctrica de la petrolera controlada por el Estado, ya cuenta con 10 años en el mercado. En la actualidad, posee 3,2 gigavatios de capacidad instalada. De ese total el 80% corresponde a generación térmica y 20% a renovable. Se trata de la firma dentro de YPF enfocada en impulsar la transición energética. Este año la compañía participó de la Expo San Juan Minera que tuvo lugar la semana pasada en esa provincia.  

EconoJournal dialogó durante el encuentro con Mariano Bottega, jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz; y Mariana Iribarne, gerenta de Relaciones Institucionales; quienes detallaron cuál será el rol de la empresa en el camino hacia la transición, que lugar podría ocupar a fin de solucionar la saturación que presenta el sistema de transporte y qué sinergias se podrían lograr en conjunto con la industria minera.

Bottega planteó que “hoy el tema principal para toda la industria minera está en descarbonizar. Nosotros somos un partner muy importante porque tenemos tanto el expertise de lo que es generación en energía, tanto renovable como térmica de alta eficiencia, y también tenemos expertise en proyectos de infraestructura de transporte, que es fundamental para poder acercar los puntos de donde está la demanda minera al sistema interconectado”.

En esa misma línea, el ejecutivo adelantó: “Nosotros estamos trabajando fuertemente con nuestros clientes mineros para solucionar esta disyuntiva que tienen entre generación in situ versus interconectarse al sistema. La saturación del sistema de transporte tiene solución técnica. La infraestructura de transmisión se quedó atrás. Nosotros tenemos la espalda económica, financiera y técnica suficiente para darle cauce a esos proyectos de infraestructura que van a ser clave para acercar la demanda minera con la generación”.

Infraestructura de transporte

Bottega consideró que la generación in situ siempre es posible. No obstante, advirtió que no resulta tan eficiente desde el punto de vista técnico-económico como una vinculación al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y abastecer la demanda de los proyectos mineros con iniciativas renovables ubicadas a lo largo de distintos puntos del país. En ese sentido, aseguró que desde YPF Luz se encuentran trabajando sobre ese objetivo. “Tenemos en cartera varios proyectos de interconexión y de renovables asociados a poder cubrir la demanda minera. Tenemos proyectos en San Juan, en nodos estratégicos de la red del SADI”, precisó.

Por su parte, Iribarne destacó el potencial del sector y afirmó que “se viene una minería sustentable en donde se van a producir minerales que son clave para la transición como el cobre y el litio. Tenemos puesto el foco en eso y en generación eficiente con gas, como combustible de transición. Esto es sumamente importante para YPF. Es impulsar la evolución de la energía. Hay oportunidades importantes en la minería”.

Regulación

Tras ser consultados sobre cómo impulsar el crecimiento del sector, Bottega opinó que el esfuerzo tiene que ser coordinado. “No se pueden dar alimentaciones o esfuerzos puntuales por proyecto. Todo esto se tiene que dar de manera conjunta y que las iniciativas sean realizadas por quienes tengan la capacidad económica y financiera de generar la inercia que requieren los proyectos”.

Respecto a la regulación, sostuvo que “hoy en día la regulación no está tan aggiornada a poder facilitar proyectos de este tipo, como son los mineros, los eléctricos y de generación, y todo lo que conllevan. Hay que buscarle la vuelta. Desde ese lado creemos que por ahí los gobiernos pueden hacer un poco más de esfuerzo y acompañar”.

Por su parte, la gerenta de Relaciones Institucionales aseveró que “muchas empresas mineras han dicho que están esperando a ver qué pasa con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El presidente de YPF también habló de la necesidad de que esté el RIGI para poder viabilizar un proyecto como el de GNL. Tener un horizonte de estabilidad es bueno. Toda la industria está atenta a este cambio de regulación porque probablemente favorezca a que muchos proyectos se materialicen”.

Licencia social

En cuanto a la licencia social, Iribarne afirmó: “Estamos para acompañar el proceso que está haciendo la minería que está poniendo foco en la licencia social y en la huella ambiental. Se está prestando atención a eso. Se mide, se ve cuál es el verdadero impacto. Para las comunidades locales es muy importante saber esto y también cuáles van a ser los beneficios económicos de esa actividad que se va a instalar”.  

El hecho de que esa actividad se haga con energía renovable y deje infraestructura de conexión eléctrica para una región es sumamente importante. Ese es el acompañamiento que hacemos nosotros. Para este tipo de proyectos, la generación renovable y el dejar tendidos de líneas de transmisión son cosas que mejoran la factibilidad de los proyectos”, finalizó la ejecutiva. 

, Loana Tejero

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Grupo Indalo presentó “Sustentabilidad Indalo”

Grupo Indalo presentó “Sustentabilidad Indalo”, un área de sustentabilidad empresarial, la cual estará presidida por el vicepresidente de Relaciones Institucionales, Julián Leunda. Tendrá como objetivo fortalecer el lazo entre las empresas y las comunidades, mejorar el compromiso de los trabajadores con la sustentabilidad e implementar prácticas que contribuyan al cuidado del ambiente y de la sostenibilidad de los negocios, según precisaron.

“El Grupo Indalo es un actor clave en la economía de la Argentina: apuesta por el desarrollo del país desde hace más de veinte años y por eso es de vital importancia comprometernos con un vínculo efectivo y responsable en todos los territorios y áreas donde desarrollamos nuestras actividades”, manifestó Leunda en su exposición durante la presentación.

Asimismo, aseveró que “el impacto de las acciones en las comunidades obliga a tomar conciencia de la relevancia y la necesidad de adquirir prácticas sustentables a nivel empresarial”.

Por su parte, el accionista del Grupo, Fabián de Sousa, profundizó sobre el desarrollo de la nueva área: “La sustentabilidad es fundamental para nuestro grupo y nuestras empresas. Al centrarnos en ella, mediante la adopción de medidas que disminuyan el impacto ambiental, la optimización de los recursos, el fomento de la innovación, fortalecemos nuestra posición en la economía y nuestra competitividad. Es mucho más que una adaptación a los standares corporativos actuales, es asegurarnos un futuro próspero y seguro para los empleados, clientes, proveedores, y la comunidad en general”.

El evento

Del evento participaron Nacho Vivas, CEO de Grupo Indalo; Justo Lamas, responsable de RSE; Leandro Librera, gerente corporativo de capital humano; Lisandro López, gerente general de Providencia Seguros; Nicolás Bocache, director general de contenidos y noticias de C5N; Sebastián Pedron, director división radios de Indalo Media; Guillermo Gammacurta, gerente de unidad digital; Fernando Giliberti, CEO de Pilgrim;  Marcelo Miani, director comercial de INN desarrollos, entre otros directores y gerentes del grupo.

, Redaccion EconoJournal

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Para evitar que se agrave la crisis del gas, Enarsa compró en directa un cargamento de GNL a Petrobras

Funcionarios del área energética del gobierno cuentan las horas que faltan para que arribe un cargamento de Gas Natural Licuado (GNL) comprado en forma directa -es decir sin licitación pública- a Petrobras, la empresa controlada por el estado brasileño, para tratar de descomprimir la sorpresiva crisis del gas que tiene contra las cuerdas el despacho de energía en todo el país.

En los últimos 10 días, el gobierno empezó a cortar el abastecimiento del gas bajo el contrato interrumpible para estaciones de GNC en el Conurbano bonaerense y en La Plata y también en algunas provincias del interior del país. Durante el fin de semana, la medida se extendió hacia estaciones de servicio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires y a comercios e industrias que tienen contratado el gas natural bajo el contrato de servicio interrumpible.

En estado crítico

Pese a esas interrupciones, se prevé que está semana el sistema seguirá funcionando de manera crítica —de hecho, el jueves el Enargas declaró la pre-emergencia del sector gasífero- porque la demanda residencial está orillando los 80 millones de metros cúbicos día (MMm3/d), cuando los escenarios más severos que había anticipado el gobierno estimaban una demanda de 67 MMm3/día. Si bien las temperaturas pronosticadas están por debajo de lo habitual para esta época del año, el gobierno está en una situación comprometida porque no gestionó con la mayor celeridad posible la finalización de las plantas comprensoras del Gasoducto Néstor Kirchner, que permitirían duplicar la capacidad de transporte del ducto, y la importación de combustibles líquidos prevista no fue suficiente para suplir la demanda de gas y energía eléctrica registrada en las últimas semanas. Por eso, Cammesa, la empresa encargada del despacho, debió salir de urgencia la semana pasada a licitar la importación de 12 cargamentos de gasoil y fueloil.

Al mismo tiempo, Enarsa llevó adelante negociaciones en forma directa con el gobierno de Brasil y con directivos de Petrobras para comprar un cargamento de GNL, que en una primera instancia se dirigía hacia Brasil y el fin de semana redireccionó su punto de destino hacia la terminal de Escobar.

El cargamento

Fuentes privadas indicaron que el cargamento de GNL adquirido a Petrobras —lo que está haciendo la petrolera brasileña es revendiendo el producto a Enarsa— arribará a la terminal resgasificadora ubicada al norte de la provincia de Buenos Aires en la noche de este lunes o a más tardar en la madrugada del martes y aportará 44 millones de m3 de gas natural.

Prácticamente no hay antecedentes de una compra directa de Enarsa a un proveedor de GNL dado que, al ser una empresa estatal, la compañía pública siempre intenta adquirir GNL mediante licitaciones internacionales que propicien la participación de distintos oferentes. Sin embargo, por la crítica situación que atraviesa el sistema se optó por ir a una compra directa sin licitación para garantizar el suministro de gas durante los próximos días.

En forma simultánea, Enarsa salió a licitar la importación de ocho cargamentos de GNL para los meses de julio y agosto. Las ofertas deberán estar listas mañana al mediodía. 

, Redaccion EconoJournal

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TGS presentó el Reporte ASG 2023 con la meta de reducción de 50% de emisiones de metano

En su 12° Reporte ASG, TGS detalló sus indicadores de gestión 2023, sus avances y resultados, y presentó su estrategia corporativa en sustentabilidad. “Es un documento que alinea los más altos estándares internacionales GRI y SASB y está elaborado a partir de la priorización de 9 de los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), acorde a los principios establecidos por las Naciones Unidas”, destacaron desde la firma.

En el plan estratégico se establecieron las líneas de acción en materia de triple impacto, permitiendo guiar la gestión de tgs a través de compromisos concretos e indicadores clave de desempeño, que permiten medir los avances al mismo tiempo que establece mejoras, según precisaron.

Este documento posicionó a tgs entre las principales empresas argentinas en materia de reporting, con los más altos estándares en la medición de la sostenibilidad de sus operaciones.

“Nos propusimos el desafío de elaborar un Plan Estratégico ASG, en el cual trabajamos en equipo y de forma transversal con todas las áreas de la compañía con el fin de potenciar la gestión sustentable del negocio, responder a las expectativas de nuestros grupos de interés e impulsar nuestra contribución a la Agenda de Desarrollo Sostenible”, afirmó Oscar Sardi, CEO de TGS.

Sustentabilidad

La compañía integra el Índice de Sustentabilidad de Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA) por quinto año consecutivo. Este panel está integrado por 15 organizaciones y destaca a empresas con buenas prácticas en materia Ambiental, Social, de Desarrollo Sostenible y Gobierno Corporativo.

TGS emite su reporte de sustentabilidad desde el año 2003, pero por segundo año consecutivo se adapta a las últimas tendencias internacionales de reporting y lo emite en formato de ASG, por sus siglas en inglés Environment (Ambiente), Social y Governance (Gobierno Corporativo).

“TGS ratificó su compromiso con los Principios del Pacto Global de la ONU, del cual es socio fundador desde 2004, para continuar contribuyendo al diálogo con todas y cada una de sus partes interesadas, al mismo tiempo que continúa mejorando su gestión ambiental, social y económica”, aseguraron desde la firma.

Link para ingresar al Reporte.

, Redaccion EconoJournal

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Chile posee más de 1 Gw de almacenamiento energético

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) compartió su informe de estadísticas sobre el mes de abril, donde mide la participación renovable en la generación eléctrica y la evolución del almacenamiento en el país vecino, identificando los proyectos que están en operación, en etapa de pruebas, en desarrollo y/o aprobados por el Gobierno.

En ese sentido, ACERA señala que la capacidad de sistemas de almacenamiento en construcción hoy alcanza los 1.048 megawatts (Mw). El lanzamiento de estas iniciativas representaría un crecimiento de un 281,72% con respecto al valor actual (372 Mw).

De esta cifra, el 96% procederá de la hibridación de proyectos solares fotovoltaicos por 1.011 Mw, mientras que 36 Mw corresponderán a un parque eólico y 1 Mw será aportados por un sistema “Standalone”.

Cabe recordar que, de acuerdo con información de la firma Bróker & Trader Energy Chile, los vertidos renovables se encuentran en números históricos, con cerca de 1.500 gigawatts/hora (Gwh) verificados a fines de marzo.

El documento precisa también que 6.057 Mw de «storage» de baterías se hallan en proceso de clasificación. De ese total, 1.596 Mw provendrán de sistemas «Standalone«, al tiempo que 272 Mw serán hibridados con energía eólica, 2.768 Mw con generación fotovoltaica y 1.421 Mw con ambas tecnologías.

Asimismo, otros 232 Mw de almacenamiento con baterías se encuentran en estado de pruebas, según el informe, mientras que unos 2.788 Mw recién acaban de ser aprobados por el Gobierno.

Generación renovable

En el documento, ACERA destaca que durante el mes pasado las tecnologías verdes produjeron un 37,9% de la electricidad de Chile, redondeando un 40% en el acumulado anual.

En conjunto, la generación chilena fue de 6.819 Gwh, de los cuales las energías renovables aportaron 2.581. El resto se repartió en 1.143 Gwh de producción hidráulica, 3.086 de térmica y 8 de almacenamiento con sistemas de batería.

Si se comparan estos números de las renovables con los que mostraron durante el mismo periodo de 2023, cuando la generación verde fue de 2.235,15 Gwh, se observa una suba de un 13,4 por ciento.

Este crecimiento interanual responde principalmente al alza en la producción de energía eólica, que fue un 18,7% mayor que en abril de 2023, contribuyendo con 787 Gwh de generación eléctrica.

Por su parte, la tecnología solar fotovoltaica fue la fuente renovable de mayor participación en Chile, con 1.427 Gwh, cubriendo el 20,9% de toda la matriz eléctrica, sólo por detrás del carbón, que explicó un 22,6 por ciento.

El documento detalló que el día 9 de abril, a las 13 horas, se dio el pico de generación verde en los últimos 12 meses, configurando un 75,3% de toda la oferta eléctrica chilena. De este volumen, el 78,1% fue producción fotovoltaica y el 15,4%, eólica.

En cuanto a la capacidad instalada, las energías renovables no han tenido un cambio importante, ingresando únicamente cerca de 70 Mw fotovoltaicos. En el acumulado, estas tecnologías cerraron abril con 16.880 Mw, lo que representó un 46,3% del total.

, Julián García

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Pluspetrol aportará 500 mil dólares para el programa de becas de Neuquén

La compañía Pluspetrol firmó esta mañana un acuerdo para integrar el “Plan Provincial Redistribuir Oportunidades-Programa de becas Gregorio Álvarez” a través de un aporte de 500 mil dólares.

La firma se concretó esta mañana en un acto en el que partició el Gerente General de Pluspetrol Argentina, Adrián Vila, junto al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa. Permitirá desembolsar 500 mil dólares que se suman al aporte de inversión social que la empresa tiene en ejecución en Neuquén y por el que totalizarán 1.500.000 dólares para este año.

Durante la firma, Vila destacó que “el programa de becas Gregorio Álvarez es una iniciativa estratégica impulsada desde el Ejecutivo neuquino que hace foco en el capital más importante que tiene una sociedad: la educación de sus futuras generaciones”.

Luego, afirmó que “estamos convencidos que nuestro rol como compañía -además de invertir en el desarrollo energético de la región y del país con la generación de empleo de calidad-, debe estar acompañado con programas de responsabilidad social para el fortalecimiento de la ciudadanía”.

Con eje en la sustentabilidad social

Por su parte, el gobernador Figueroa destacó la colaboración de la empresa Pluspetrol y remarcó la importancia de trabajar juntos en áreas como el cuidado del ambiente, la sustentabilidad social y la rentabilidad económica.

Aseguró que esos son los tres pilares sobre los cuales “queremos centrar la posibilidad de desarrollo de la industria y la relación con nuestra provincia”, la cual “va de la mano con poder edificar los cimientos para todo lo que viene, que es infraestructura y también es educación”.

Por este motivo, agradeció a la empresa por “el trabajo conjunto que venimos desarrollando desde distintas perspectivas para potenciar la educación, que es lo que deseamos desde la provincia y estamos convencidos que es la mejor inversión”.

El programa de Becas Gregorio Álvarez tiene como objetivo contribuir a reinsertar, retener y asegurar la permanencia de estudiantes que estén en riesgo de abandonar sus estudios o se encuentren fuera del sistema educativo, además de fomentar el desarrollo de oficios para los jóvenes. En este sentido, desde la Provincia señalaron que se busca promover la terminación del secundario y dar formación profesional a quienes hayan concluído esta etapa.

Anteriormente, el gobierno de Neuquén había firmado acuerdos para sumar al programa a las empresas Phoenix Global Resources, YPF, la estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Pan American Energy (PAE), Tecpetrol y Vista.

Desde Pluspetrol afirmaron que los compromisos con la provincia de Neuquén se estructuran en su estrategia de Responsabilidad Social que se basa en educación, producción y fortalecimiento institucional “por lo que el programa de becas Gregorio Álvarez está alineado a la estrategia de inversión social de la compañía”.

Días atrás, el gobernador Figueroa se había reunido con autoridades de la empresa quienes se habían comprometido a financiar obras de infraestructura para Neuquén y donde habían expresado sus intenciones de sumarse al plan de becas.

, Redacción EconoJournal

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El gobierno empezará a cortarles la electricidad a las distribuidoras que no le paguen a Cammesa

El gobierno le cortará la electricidad a las distribuidoras que no paguen por la energía que consumen. Cammesa le solicitó a la Secretaría de Energía el levantamiento de la suspensión del inciso “a” de la resolución 29/1995 que habilita la interrupción del servicio de manera incremental luego de 20 días de mora. A su vez, el vicepresidente de la compañía, Mario Cairella, le envió el jueves pasado una nota al Secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, a la que accedió EconoJournal en exclusiva, donde le informa que hasta que se resuelva el levantamiento de dicha suspensión aplicará cortes basándose en la resolución 124/2002, un régimen más benévolo que se puso en vigencia luego del estallido de la crisis de la convertibilidad y que en más de 20 años nunca se aplicó.

La resolución 29/1995 habilita al organismo encargado del despacho a aplicar cortes programados que se van incrementando con el pasó de los días. A partir del día 20 de mora se contemplan cortes programados de una hora cada 48 horas, a partir del día 24 los cortes pasan a ser de 2 horas cada 24 horas, a partir del día 28 de 3 horas cada 24 horas y cuando se cumplen 31 días de mora se procede con la interrupción total del suministro y la desconexión de la red.  

En octubre de 2002, durante la presidencia de Eduardo Duhalde y en medio de la crisis motivada por la salida del régimen de convertibilidad, el entonces secretario de Energía, Enrique Devoto, publicó la resolución 124/2002 que dejó en suspenso la resolución 29/1995 y puso en vigencia un régimen más benévolo. Esa norma denomina “distribuidor moroso crónico” a aquel prestador que acumule deudas vencidas e impagas por montos equivalentes o superiores a dos facturas mensuales.

Una vez que un distribuidor eléctrico es calificado como “moroso crónico”, la norma instruye a informar a todos los usuarios de esa compañía las consecuencias que podría sufrir en el suministro de energía eléctrica producto de la falta de pago. Entre otras medidas, habilita una reducción de los niveles de tensión del suministro y luego cortes de demanda de hasta el 10%, lo que obligaría al distribuidor a interrumpirle el servicio a algunos clientes o aplicar cortes rotativos.

Durante las últimas dos décadas, las distribuidoras, afectadas por el congelamiento de tarifas, dejaron de pagarle a Cammesa en numerosas ocasiones, y se financiaron con esos recursos, pero nunca se les aplicaron cortes en el servicio. De la mano de la recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) que autorizó el gobierno a comienzos de año, lo que se busca el gobierno ahora es cortarle el suministro a quienes no paguen.

Presión a las distribuidoras  

La semana pasada, Cairella, el nuevo hombre fuerte de Cammesa, pasó por encima del presidente de la compañía Jorge Garavaglia, que responde a Rodríguez Chirillo, y le comunicó al secretario que, mientras espera que entre nuevamente en vigencia la resolución 29/1995 que contempla medidas más duras contra los morosos, al menos empezará a aplicarle los cortes previstos en la resolución 124/2002 a las distribuidoras eléctricas que no adhieran al plan de pagos previsto para regularizar sus deudas con el organismo.

El miércoles 8 de mayo la Secretaría de Energía publicó la resolución 58/2024 que fijó los criterios para reestructurar la deuda del Estado con las generadoras y además les ofreció un plan de pagos a las distribuidoras para cancelar sus deudas de febrero y marzo de este año en 48 cuotas mensuales a la tasa de mercado del Banco Nación.

El objetivo es meterle presión a las compañías para que adhieran al plan de pago lo antes posible. El tema no fue tratado en el directorio de Cammesa donde el 80% de las acciones están en poder de las asociaciones que agrupan a los distintos agentes del mercado mayorista eléctrico (Ageera, Adeera, Ateera y Agueera). 

, Fernando Krakowiak

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Tras el acuerdo con Geopark, Phoenix comenzó perforar un campo de petróleo no convencional en Río Negro

A través de su subsidiaria Kilwer, Phoenix Global Resources, que es controlada por Mercuria Energy, uno de los mayores traders de energía del planeta, comenzó en mayo la perforación de tres pozos horizontales en el área Confluencia Norte e inició así la tarea de deriskear —tal como se denomina en la jerga petrolera a los trabajos de conocer la productividad de un área no convencional— de la formación Vaca Muerta que se extiende hacia Río Negro.

Fuentes privadas confirmaron a EconoJournal que los trabajos comenzaron durante la primera semana de este mes en un primer pad donde la compañía planea completar la perforación de estos tres pozos horizontales que conforman la fase piloto del desarrollo del bloque. Si bien los resultados se conocerán dentro de los próximos dos meses, el objetivo del proyecto es alcanzar a mediano plazo un plateau de producción de 70.000 barriles diarios de petróleo en conjunto con la oferta proveniente del área Mata Mora, en Neuquén.

El permiso exploratorio del área Confluencia Norte había sido adjudicado a Kilwer en julio del año pasado por el gobierno de la provincia de Río Negro, momento en el que también se le adjudicó Confluencia Sur. En el caso de Confluencia Norte, se trata de un área de 104 kilómetros cuadrados de superficie, mientras que Confluencia Sur se extiende por 168 Km2.

Alianza estratégica

Este desarrollo en el lado rionegrino de Vaca Muerta se da justo después de que Phoenix Global Resources concretara una alianza con Geopark, una de las principales petroleras independientes de Latinoamérica, para la adquisición de una participación no operada en cuatro bloques adyacentes no convencionales en la cuenca Neuquina. El acuerdo entre ambas compañías había sido adelantado en exclusiva por este medio a principios de abril.

La participación de Geopark finalmente se concretó a través de un 45% en el bloque Mata Mora Norte y en el bloque exploratorio Mata Mora Sur, localizados en Neuquén, y en una participación del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, en la provincia de Río Negro. La transacción es por más de 320 millones de dólares y se completaría durante el tercer trimestre de 2024.

Desde Geopark estiman que la superficie exploratoria agregue 200 locaciones brutas de perforación: “La producción de los activos exploratorios puede alcanzar 15.000 a 20.000 barriles diarios equivalentes brutos para 2028, sujeto a éxito exploratorio”, afirmaron en un comunicado.

Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix, había adelantado durante el evento Vaca Muerta Insights en abril que para este año la compañía invertirá 270 millones de dólares con el objetivo de consolidar un hub de produción con Mata Mora Norte y Confluencia Norte. En tanto, para 2025 planean contruir una nueva planta que le permitirá tratar 40 mil barriles diarios en Mata Mora.

“Una vez que esté la capacidad de evacuación en los proyectos de midstream, vamos a perforar el segundo rig que nos va a llevar un plateau de producción de un escenario mínimo de desarrollo de unos 30 mil barriles entre Mata Mora Norte y la zona norte de Confluencia. Si las condiciones del país son las necesarias, podemos llegar a 70 mil barriles en ese hub”, dijo.

En relación a la licitación por la cual Phoenix obtuvo la licencia para explorar Confluencia Norte, Bizzotto aseguró que fue un proceso “bastante competitivo. Obtuvimos la licencia y ya estamos moviendo los equipos de perforación para el primer pad de tres pozos horizontales donde tenemos expectativas muy buenas. Creemos que vamos a tener muy buena productividad”, auguró.

Los buenos pronósticos de la empresa también se basan en la experiencia obtenida en Mata Mora Norte, donde en 12 meses logró alcanzar los 10 mil barriles diarios.

Buenas expectativas en Río Negro

En relación a Confluencia Norte, la secretaria de Energía de Río Negro, Andrea Confini, aseguró en conversación con Econojournal que “Phoenix ya empezó a perforar y estamos esperando que vayan avanzando para ver los primeros resultados. Hay muchas expectativas porque hasta ahora la frontera sobre Río Negro ha dado buenos frutos, lo que es un aliciente”.

En cuanto a las características de la formación Vaca Muerta en Río Negro sostuvo que vienen siendo estudiadas por el área técnica de la Secretaría de Hidrocarburos desde varios años. En el caso del área Entre Lomas, desde el gobierno rionegrino destacaron que tuvo una significativa productividad.

Además, resaltaron la expansión que tuvo hacia el este Vaca Muerta con los desarrollos de Sierras Blancas, Mata Mora Norte y Coirón Amargo suroeste, lo cual aumenta las expectativas por el futuro de Confluencia Norte.

, Laura Hevia

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Milei y Caputo participarán de la décima edición del Latam Economic Forum

El Latam Economic Forum, el tradicional evento con foco en economía y finanzas, cumple diez años y gracias a su crecimiento se muda en esta oportunidad al Goldencenter, salón ubicado dentro del predio de Parque Norte, con capacidad para más de 1500 personas.

El encuentro, organizado por la consultora Research for Traders, y Scitus Finances, bajo la consigna “Dónde estamos hacia dónde vamos”, contará con la presencia del presidente de la Nación, Javier Milei, y el ministro de Economía, Luis Caputo. Además los presentes escucharán las disertaciones del analista político y ex presidente del Banco Provincia Gustavo Marangoni, la escritora catalana Pilar Rahola, el economista Ricardo Arriazu, el analista económico Damián Di Pace, el director ejecutivo de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki,y especialista en mercados de capitales y director de Research for Traders, Darío Epstein.

Martín Redrado, Marina Dal Poggetto, Diana Mondino y Augusto Darget en la 9na edición del Latam Economic Forum (Prensa LEF).

El Latam Economic Forum busca generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad y principalmente como vehículo de lograr impacto social a través de lo recaudado en cada edición. Tanto los oradores, generalmente políticos, economistas, analistas, periodistas y otros referentes, son ad honorem.

El evento es a beneficio y las entradas, que funcionan como bono colaboración, se pueden adquirir online con un costo de $75.000.  La Fundación de Acción Social Jabad es co-organizadora del evento y destina lo recaudado a financiar parte de sus proyectos, cuyo objetivo es brindar ayuda social a la población más vulnerable de la comunidad judía en Argentina. En cada edición, se selecciona a otra organización con fines sociales para sumarse como beneficiaria: este año participa nuevamente la Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez, que colabora de manera activa desde 1956 con la misión de generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del Hospital.

“Es verdaderamente sorprendente darnos cuenta que esta es la décima edición de este foro a total beneficio. Todavía recordamos cuando Darío Epstein dijo, con total convicción: Yo puedo hacer algo. Lo que primero fue un  sueño, se transformó en idea, luego en proyecto y finalmente en un hecho concreto de pura adrenalina solidaria. En todos estos años cientos de personas se vieron beneficiadas con semejante evento”, expresó el director de la Oficina de Desarrollo de Jabad Argentina, Alejandro Altman.

¿Cómo comprar tu entrada? Ingresá a este link.

Gracias al aporte de los oradores, los sponsors y los participantes se reúnen los fondos a total beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y la Cooperadora del Hospital de Niños.

, Redaccion EconoJournal

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PECOM fue elegida por segundo año consecutivo como la mejor empleadora en la industria energética

El Randstad Employer Brand Research 2024 registró a PECOM – empresa de servicios, construcción y productos enfocada en gas, petróleo, energía eléctrica y minería- como la empresa más elegida para trabajar en la industria energética, tal como sucedió en su edición 2023. A su vez, PECOM figura en quinta posición del ranking de todos los sectores, ascendiendo tres posiciones con respecto al año pasado en el Top 10 de las empresas más atractivas para trabajar en Argentina.

“Este logro es el resultado del trabajo de todos los que formamos parte de PECOM, para construir una cultura organizacional sólida, donde nuestra gente es uno de los valores fundamentales. Día a día, fomentamos una cultura basada en el respeto, la colaboración y el crecimiento continuo, donde cada colaborador tiene la oportunidad de dar lo mejor de sí. Por eso, volver a posicionarnos como líderes en la industria energética y ascender a la quinta posición en el ranking total, nos llena de orgullo y felicidad, motivándonos a seguir por este camino”, señaló Fernando Portero Castro, director ejecutivo de Capital Humano y Organización de PECOM.

El estudio del Randstad Employer Brand Research analiza el atractivo de las marcas de los mayores empleadores en 32 países. Es el estudio independiente sobre employer branding más completo e inclusivo a nivel global, con más de 173.000 encuestados de entre 18 y 64 años. En Argentina, las empresas ganadoras de la edición 2024 fueron elegidas por 4.033 encuestados.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno declaró la pre-emergencia del sector energético y cortó el gas a industrias en todo el país

El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) declaró la pre-emergencia del sector e instruyó a todas las transportistas y distribuidoras a proceder al corte de los servicios interrumpibles de gas, ante el riesgo de desabastecimiento por las bajas temperaturas. La medida afecta a estaciones de servicio que comercializan GNC, industrias y grandes comercios.

“La prestadora de Distribución deberá informar bajo declaración jurada ante esta Autoridad el volumen correspondiente a la demanda prioritaria insatisfecha por zona de entrega. Sobre la citada apertura, las Licenciatarias de Transporte deberán identificar, cuantificar y proceder al corte de los servicios interrumpibles que fuera estrictamente necesario de acuerdo a sus evaluaciones técnicas y operativas, atendiendo el criterio de eficacia de forma tal que el corte de los servicios de transporte interrumpible (TI) tenga un efecto inmediato en su linepack y, por ende, en las presiones de entrega de los city gates afectados”, dice la carta que califica la situación actual como de “pre emergencia”.

La demanda actual está en torno a los 80 millones de m3 diarios, cuando en esta época se suele ubicar en los 60 millones, y las perspectivas para el fin de semana es que podría seguir aumentando.

La semana pasada ya se le cortó el suministro a estaciones de servicio en más de cien localidades en distintas provincias y la situación se profundizó en las últimas horas. En la provincia de La Pampa y en la ciudad de La Plata todas las estaciones habían contratado gas con la modalidad de servicio interrumpible. Por lo tanto, se quedaron sin fluido y debieron cerrar sus puertas.

A las industrias con servicio interrumpible se les está cortando el servicio y en la provincia de Córdoba también se les está cortando a industrias que contrataron servicio firme con ventana, una modalidad que permite cortar solamente por un tiempo acordado y avisando previamente. Es un contrato que tiene un poco más de seguridad que el interrumpible.

Si bien las temperaturas pronosticadas están por debajo de lo habitual para esta época del año, el gobierno se vio sorprendido por la situación ya que las plantas comprensoras para ampliar la capacidad del Gasoducto Néstor Kirchner no están terminadas y la importación prevista se quedó corta. No se está pudiendo traer energía de Brasil por el desastre que provocaron las inundaciones, Embalse está fuera de servicio y los stocks de Cammesa están en límites muy bajos.

Enargas también le ordenó a Transportadora Gas del Norte y Transportadora Gas del Sur que corten el servicio de transporte interrumpible que tenía contratado Cammesa para obligar a la empresa a quemar más combustibles líquidos en lugar de seguir consumiendo gas natural. Es algo habitual en medio de una ola de frío, aunque llama la atención Enargas no haya coordinado directamente con Cammesa para gestionar un desbalance de casi 8 millones de m3 diarios.

Más importaciones

En este contexto crítico, Cammesa se vio forzada a salir el lunes a licitar de urgencia la compra de 12 cargamentos de fueloil y gasoil para hacer frente al aumento del consumo, lo que demandará unos 500 millones de dólares más de lo previsto en materia de importación de energía. En el gobierno están esperando que el martes ingrese un barco con GNL en Bahía Blanca.

Cammesa traerá 7 cargamentos de 50.000 m3 de gasoil cada uno y 5 cargamentos de fueloil por 200.000 toneladas en total. «La primera ventana para entregar gasoil que definió el tender es en los primeros días de junio. Salvo que algún trader o petrolera internacional cuente con un barco que de casualidad esté navagando cerca de Buenos Aires, es difícil que Cammesa consiga ofertas y si lo hace, el precio que deberá pagar será bastante más caro que el de mercado», explicaron desde una petrolera.

, Redaccion EconoJournal

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YPF se financió en el mercado por 178 millones de dólares

YPF, la petrolera bajo control estatal, anunció este jueves el resultado de una nueva colocación de Obligaciones Negociables en el mercado local, luego de más de siete meses desde su última emisión. Como resultado de la colocación, la compañía emitió las Obligaciones Negociables Clase XXIX por 177.7 millones de dólares a un plazo de dos años a una tasa de interés fija del 6% nominal anual.

Adicionalmente, se recibieron más de 8.100 ofertas, marcando un nuevo récord en cantidad de órdenes recibidas y monto alcanzado para este tipo de emisiones, destacaron desde YPF.  

Las Obligaciones Negociables están denominadas y son pagaderas en dólares. Los fondos obtenidos mediante la colocación serán destinados a proyectos productivos estratégicos de la compañía, según precisaron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

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Deuda con Cammesa: sobre el filo del plazo legal, las grandes empresas locales de energía aceptaron las condiciones de negociación que impuso Economía

Sobre el filo del plazo legal que había establecido el gobierno, las grandes empresas locales de energía que aún no habían avalado la propuesta del Ministerio de Economía —como Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint; Pampa Energía, el holding que encabeza Marcelo Mindlin; Central Puerto, la mayor generadora del país, y MSU Energy— terminaron por aceptar este jueves las condiciones de reestructuración que había fijado el titular del Palacio de Hacienda, Luis ‘Toto’ Caputo, para cancelar la deuda acumulada por el Estado por no abonar durante el primer cuatrimestre del año los costos de producción de energía y de abastecimiento de gas natural para centrales termoeléctricas. El plazo legal para dar conformidad vencía ayer.

El propio ministro celebró ayer en su cuenta personal en la red social X (ex Twitter) «el 100 pct (Sic) de adhesión a la propuesta de cancelación de la deuda de Cammesa correspondiente a los meses de diciembre y enero». En rigor de verdad, aún resta que la francesa TotalEnergies y la alemana Wintershall Dea, dos de las cinco mayores empresas del mercado doméstico de gas natural, confirmen de manera formal al acuerdo redactado por Economía, pero es indudable que el alineamiento mayoritario de los privados es una muestra de poder de Caputo, que dobló el brazo de las principales empresas de la industria sin siquiera abrir una mesa de negociación.

Habrá que indagar a futuro en qué velocidad suturan las heridas que dejó la pulseada entre el titular de Economía y la primera línea del sector energético, pero lo concreto es que cuando se especulaba con la posibilidad de que varias de las grandes compañías generadoras y petroleras del país dieran la espalda al gobierno y dejaran sin firmar la propuesta oficial para saldar el pasivo de Cammesa y del Plan Gas —en ambos casos Economía ofreció saldar el capital nominal con una quita (haircut) superior al 50%—, los mayores referentes empresariales terminaron aceptando la oferta del gobierno.

El ministro de Economía logró que los máximos referentes del sector energético aceptaran sus condiciones de pago.

Posiciones encontradas

«Cabe resaltar la buena predisposición de los empresarios que adhirieron a la propuesta», fue el tibio reconocimiento que recibieron de Caputo en X. Pero lo cierto es que el ministro se mostró inflexible y no cedió a prácticamente ningún pedido de los privados. Las generadoras de energía, por ejemplo, le habían planteado dos cosas el viernes pasado a través de una nota de Ageera, la asociación que nuclea a las compañías de de ese segmento eléctrico.

En primer lugar, que el gobierno se comprometa a actualizar por inflación el ingreso de las generadoras que comercializan energía producida en centrales o potencia ‘vieja‘, tal como se conoce en el mercado a las usinas que despachan a fasón (sin contrato con Cammesa). Y, en segundo lugar, que la deuda de Cammesa asignable a las transacciones de diciembre y enero se cancele al final del contrato de venta de energía (PPA, por sus siglas en inglés) extendiendo dos meses la vigencia de ese documento.

Los petroleras, en tanto, habían planteado a Diego Aduriz, asesor de Economía e interlocutor con los privados en representación de Caputo, que incluya dentro de la deuda a los intereses generados por el atraso del Estado en cancelar sus obligaciones en Cammesa y con el Plan Gas. No era una cifra desdeñable: representaban en total unos US$ 250 millones en favor de las empresas, pero Economía no accedió al pedido. Caputo sí aceptó incluir el monto de los pagos definitivos correspondientes al Plan Gas que el gobierno de Alberto Fernández dejó sin cancelar desde octubre de 2022. En total, con las adhesiones de ayer, Economía regularizó el pago de unos US$ 2200 millones.

En los hechos, las petroleras (se les remunera la venta de gas para centrales termoeléctricas) y generadoras (cobran por la producción de energía) terminaron aceptando el pago a través del bono en dólares AE38 (al año 2038), que cotiza un 50% bajo de la par, es decir, la mitad del capital adeudado. EconoJournal había adelantado la propuesta el 9 de marzo. El acuerdo de reestructuración implica, además, que el pago de la transacción de Cammesa febrero de 2024 -que estaba sujeto a la aceptación del bono por los meses anteriores- se abone en pesos con fondos propios.

El miércoles habían firmado el acuerdo con el Palacio de Hacienda las compañías AES Argentina, CGC, petrolera de Corporación América y Enel. YPF, Pan American Energy (PAE) y Pluspetrol, entre otros, fueron los primeros en aceptar la propuesta oficial.

, Redaccion EconoJournal

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Jornada del IPA: “La petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad. El camino al desarrollo sostenible”

El próximo martes 4 de junio y en el marco de la Exposición Internacional del Plástico “ARGENPLÁS 2024”, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) llevará adelante la Jornada “La petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad. El camino al desarrollo sostenible”, en el salón Ceibo de La Rural.

La petroquímica como industria desempeña un papel clave en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo y crecimiento sostenible del país. En este contexto, la Jornada organizada por el IPA adquiere una relevancia aún mayor al ofrecer un espacio de reflexión y debate sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta este sector crucial en camino al desarrollo sostenible.

“Con un enfoque en la sostenibilidad y el crecimiento responsable, la Jornada del IPA se presenta como una oportunidad invaluable para impulsar el desarrollo sostenible de la industria petroquímica en Argentina. En un mundo donde la sostenibilidad es un objetivo imperativo para todos los actores de nuestra cadena de valor, el lema de la actividad resuena con la creciente importancia de promover prácticas empresariales sostenibles”, enfatizó el presidente de la Jornada Sergio Nabaes, gerente de Estrategia y Desarrollo Sostenible de Profertil.

La jornada

La Jornada, que permitirá el acercamiento de destacados académicos, profesionales y funcionarios nacionales que se desempeñan en los ámbitos de gestión, tendrá, entre lo más destacado el “Panel de Ceos”, el cual será moderado por el Ing. Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®y del que participaran principales referentes del sector como Matias Campodonico, presidente de Dow Argentina y de región sur de América Latina; Guillermo Petracci, director Industrial del Grupo Unipar; Andrés Scarone, gerente general de Compañía Mega S.A.; y Marcos Sabelli, gerente general de Profertil.

En la misma línea Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA, llevará adelante un mano a mano con el Dr. Daniel Salamone, presidente del Directorio del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), que abarcará temas como el gran potencial para aportar soluciones a la industria que tiene dicha entidad, como las estrategias de innovación tecnológica con el sector petroquímico.

Además, para profundizar sobre la industria petroquímica como protagonista de la transición energética y el desarrollo sostenible, en la Jornada del IPA en ARGENPLÁS 2024, se presentarán otros paneles estructurados sobre: Transición energética; Cadena de Valor; Reducción de emisiones; y Financiamiento de Proyectos sustentables. Además, entrevistas abiertas de referentes como a Sebastián Bigorito, director ejecutivo CEADS (Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible).

Para más información sobre la Jornada del IPA «La petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad: El camino al desarrollo sostenible» se puede ingresar al site: https://web.cvent.com/event/573b0b2a-7231-4021-8c0e-fca588d69c2d/summary. Para consultas sobre inscripciones enviar un email a: ipainfo@ipa.org.ar .

Sergio Nabaes

La Exposición Internacional del Plástico constituye el marco perfecto para la Jornada del IPA, ya que el plástico es un elemento fundamental en la industria petroquímica y representa tanto oportunidades como desafíos en términos de sostenibilidad y responsabilidad ambiental, según destacaron. ARGENPLÁS 2024, la cita obligada cada dos años, se desarrollará bajo el lema “Últimas innovaciones en cumplimiento del concepto de la economía circular”, y se llevará a cabo en el pabellón verde de La Rural, del 4 al 7 de junio de 2024. https://www.argenplas.com.ar/

, Redaccion EconoJournal

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Por qué la tecnología puede resolver uno de los principales desafíos de la industria del litio

El triángulo del litio, conformado por Argentina, Chile y Bolivia, emerge como una región de vital importancia en el escenario mundial, ya que concentra el 53,4% de los recursos globales de litio, según un informe de la Secretaría de Energía de la Nación. Esto posiciona a la región como un epicentro estratégico para la producción de litio, pero con esta oportunidad también surgen desafíos.

En el país se encuentran identificados 20 millones de toneladas de litio metálico, ubicados en la Puna argentina. Sin embargo, de esa totalidad de recursos, tan sólo 2,7 millones de toneladas de litio metálico cuentan con estudios económicos que aseguran su explotación y son consideradas reservas. En el ranking mundial, estos números nos posicionan como terceros en reservas de litio y segundos en recursos.

La Argentina se prepara para aprovechar una oportunidad única y posicionarse en el mercado global de este mineral estratégico y, aunque el precio de mercado cayó, los márgenes de renta continúan siendo favorables.

Actualmente la Argentina cuenta con 50 proyectos mineros para la producción del recurso en distintos grados de avance. Son 3 los proyectos que ya se encuentran produciendo: Olaroz y Cauchari-Olaroz en la provincia de Jujuy y Fénix en Catamarca. Le siguen 5 proyectos que se encuentran en etapa de construcción.

Como toda actividad minera, garantizar la seguridad de cada una de esas personas es prioridad, así como cuidar el entorno donde se desarrollan las actividades.

¿Cuáles son los principales desafíos de la industria del litio?

Los recursos están en suelo argentino, pero acceder a ellos de forma segura y eficiente es un desafío para las empresas que deciden aventurarse en la misión de explotar el litio. Caminos sinuosos y de ripio, ambientes inhóspitos y con poca conectividad, además de condiciones climáticas extremas son algunos de los factores que hacen que la tarea sea ardua y riesgosa.

La situación es similar a la que se ve en otros polos productivos como Vaca Muerta. Caminos de cientos de kilómetros muchas veces con terrenos difíciles de transitar, con lugares sin señalización, donde en muchos casos no se respetan las velocidades máximas, y donde se suma el hecho de la falta de conexión que dificulta el seguimiento de los transportes.

Para las empresas mineras, la gestión de la flota de transporte de cargas y de personal –muchas veces tercerizada– es un desafío, por la diversidad de unidades, de choferes y la situación particular que cada uno vive detrás del volante.

¿Cómo solucionar esa problemática?

La tecnología, en este caso, puede resultar un aliado para vencer esas barreras. Y particularmente en lo que respecta a logística, la industria está mostrando avances que van de la mano de la transformación digital de procesos que contribuyen a la solución de los dolores del sector.

En este contexto es que aparecen soluciones pensadas por startups para aportar innovación. Un caso es el de Avancargo, la empresa de logística 4.0 que conecta a transportistas con dadores de carga, cuya plataforma ya está trabajando con proyectos de litio en Jujuy, en el proyecto Sales de Jujuy de la empresa Allkem.

La compañía recomienda usar la tecnología disponible para enfocarse en la eficiencia logística bajo cuatro puntos: 1) digitalizar las operaciones, 2) proveer monitoreo en tiempo real, 3) gestionar la documentación y 4) brindar soluciones de seguridad vial.

“Con la digitalización de viajes se eliminaron los emails. En la etapa previa eran mail con Excels que iban que volvían, planillas duplicadas por todos lados, hoy todo eso se concentra en una plataforma. Más eficiencia y más seguridad”, explica Franco Díaz, COO de Avancargo.

Hoy en día tecnologías como la de Avancargo ofrecen monitoreo satelital que permite conocer en tiempo real la ubicación de los vehículos, un avance que se volvió especialmente valorado entre las empresas de la industria del litio que trabajan con diversidad de proveedores de transporte. El desafío se presenta cuando cada proveedor trabaja con un GPS de distinta marca y hay que tener múltiples pantallas abiertas por cada marca. Avancargo en ese sentido funciona con más de 120 marcas de GPS integradas todas en una sola plataforma.

De la mano, otro desafío a resolver es la gestión documental. La facilidad de tener todos los registros y el papeleo centralizado hace que las entregas estén aggiornadas a las necesidades del mercado de hoy y, además, se ahorran imprevistos a la hora de dejar la carga. “Las soluciones de antes eran complejas y engorrosas. Eso generaba retrasos en los procesos productivos y demoras adicionales al transportista en la planta que esperaba el insumo. Hoy todo eso se resuelve de manera previa a realizar la carga”, aporta Diaz, quien aclara que no todo es tecnología, sino que los desarrollos también se apoyan en un equipo profesional que da soporte en la operación.

Qué es Control Tower y por qué está cambiando paradigmas en la industria

En lo que respecta a seguridad vial, Avancargo cuenta con un sistema de torre de control que trabaja las 24 horas, los siete días de la semana y que monitorean tanto a los camiones que transportan materiales como a los vehículos de traslado de personal. Esto permite, además, tener reportes, conocer por dónde circulan los camiones y a qué velocidad, y levantar alertas cuando corresponda. Todo con el fin de prevenir y evitar accidentes, tanto en el litio como en otros segmentos de la industria minera.

Un caso puntual es la implementación de Control Tower de Avancargo, que consolida los diferentes proveedores de monitoreo satelital en una sola plataforma. En su caso, el negocio fue mutando hacia un servicio de reclutamiento de datos que permite hacer un trabajo de prevención entre los transportistas para cambiar, así, la cultura de la conducción en ruta. Hoy todas las partes interesadas pueden interactuar con la plataforma y la empresa audita que todos los procesos se cumplan para tener el 100% de la visibilidad dentro de la plataforma. Gracias a esto se ven resultados concretos. Por ejemplo, para un cliente como Arcadium, entre diciembre y marzo se redujo un 83% la cantidad de alertas en ruta, lo que tiene un impacto positivo directo en la mitigación de riesgos de accidentes viales.

Su negocio fue transformándose: en lugar de hacer un seguimiento en tiempo real para ver el comportamiento de los choferes, ahora hace un reclutamiento de datos a partir de la plataforma para hacer un trabajo preventivo de crear conciencia en los transportistas con el fin de mejorar la seguridad en las rutas. Se trata de un cambio de paradigma que aporta mucho más valor a las empresas que optan por la solución de Avancargo con un impacto social y medioambiental directo.

Avancargo cuenta con experiencia trabajando con Sales de Jujuy, donde se encontraron con 17 empresas de transporte de todo tipo de carga, 253 patentes y 170 choferes. En el arranque con el cliente, durante los primeros 30 días, el 70% de los transportistas confirmó que Avancargo es una plataforma mejor a la que estaban utilizando para la gestión documental. El 30% todavía no había probado el total de las funcionalidades.

Gracias a esta implementación, todos los stakeholders de Sales de Jujuy pueden interactuar con la plataforma, mientras que el rol de Avancargo luego consiste en verificar que todos los procesos se cumplan correctamente y así tener el 100% de la visibilidad dentro de la plataforma. «Somos agentes de cambio, tanto de cara a los clientes como a los transportes», dice Emmanuel Estabre, Head of Control Tower de Avancargo.

La plataforma tiene cada vez más aceptación por ser muy intuitiva, fácil de usar, permite tener una auditoría de documentación constante y en tiempo real, con lo cual agrega más niveles de servicio que el estándar de la industria, además de velocidad de respuesta. En materia de documentación, también actúa para que los transportistas estén actualizados y se encarga de que los procesos se cumplan, identificando si hay desvíos en el medio.

Huella de carbono

Cuando se habla de logística hay un punto fundamental que no puede pasar desapercibido: el impacto ambiental que se genera cada vez que un camión sale a la ruta.

Para mitigar ese impacto, las compañías ya están trabajando en soluciones que van de la mano de la tecnología. Y el primer paso en cualquiera de estos casos es medir las emisiones de carbono. Pero esto trae, a la vez, otros desafíos aparejados.

Pedir a cada transportista un reporte de su impacto al final de cada viaje resultaba difícil de lograr. Para eso, Avancargo recomienda usar su sistema que calcula de forma automática la huella de carbono de cada trayecto en base a los kilómetros recorridos –medidos con Live Tracking– y las características del vehículo y su motor y el peso de la carga.

Solo con el dato de la patente la plataforma de Avancargo puede calcular automáticamente la huella de carbono y centralizar esa información para avanzar hacia un segundo y tercer paso: la mitigación de las emisiones y, finalmente, la compensación de esas emisiones.

“Nuestro propósito en Avancargo es hacer más eficiente la logística en todos los niveles, buscando específicamente un impacto no solo medioambiental, sino también social y económico”, concluye Pablo Mendonça Paz, Co-Founder y Chief Sustainability Officer de Avancargo.

, Redaccion EconoJournal

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Por la inacción oficial, el gasoducto Kirchner funciona a mitad de capacidad y deberán desembolsarse US$ 500 millones adicionales para cubrir el pico de consumo

Cammesa se vio forzada el lunes a licitar de urgencia la compra de 12 cargamentos de fueloil y gasoil para hacer frente al mayor consumo de gas motivado por la ola de frío. Ese faltante hubiera podido ser cubierto al menos parcialmente si el gobierno hubiese terminado la construcción de las plantas compresoras del gasoducto Néstor Kirchner. Sin embargo, el freno a la obra pública demoró las obras y ahora deberán desembolsarse en junio unos 500 millones de dólares adicionales para hacer frente a la mayor demanda.

El Gasoducto Néstor Kirchner transporta en la actualidad 11 millones de metros cúbicos de gas por día (m3/d), pero si las plantas comprensoras de Tratayén, Salliqueló y Mercedes estuviesen en funcionamiento la capacidad ya se hubiese ampliado a 22 millones. La responsabilidad por el atraso es responsabilidad del gobierno nacional ya que si hubiera girado los fondos cuando correspondía las plantas estarían terminadas y la capacidad de transporte del gas proveniente de Vaca Muerta se hubiese duplicado.

Planta compresora de Tratayén.

Obras demoradas

La planta compresora de Tratayén, a cargo de Sacde, podría entrar en funcionamiento a mediados de junio lo que permitiría inyectar 5 millones de m3 diarios adicionales al sistema, lo cual representaría un ahorro de hasta 350 millones de dólares por año en sustitución de combustibles líquidos e importación de GNL. La planta de Salliqueló, que está construyendo Contreras, con suerte va a estar lista en septiembre, mientras que la de Mercedes viene todavía más demorada, no solo por la responsabilidad oficial sino también por dilaciones por parte de la constructora Esuco, a cargo de la obra. Lo paradójico en este último caso es que a Esuco también le adjudicaron también la construcción de las plantas compresoras del Gasoducto Norte.

La demora se explica fundamentalmente porque durante los primeros meses de gobierno Enarsa dejó de pagarle a las constructoras que están a cargo de las obras. De hecho, le debe 30 millones de dólares a Sacde y 10 millones a Contreras, lo que forzó a ambas empresas a trabajar por debajo de su capacidad. Si la empresa estatal hubiese pagado en tiempo y forma ambos proyectos ya estarían terminados. La deuda que arrastra el gobierno nacional llega a 40 millones de dólares, pero la decisión de no pagar lo fuerza ahora a desembolsar 500 millones, cuando con el gasoducto a full podría a haber necesitado importar, pero por menos de la mitad de ese valor.   

, Redaccion EconoJournal

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Gobernadores del noroeste conformaron la Mesa del Cobre para impulsar el crecimiento del sector

SAN JUAN (enviada especial)-. El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego; el de Catamarca, Raúl Jalil; el de Salta, Gustavo Sáenz; y el de Jujuy, Carlos Sadir; junto con el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero; firmaron este miércoles un acuerdo para conformar la Mesa del Cobre en la Expo San Juan. El objetivo es trabajar en conjunto para aprovechar el potencial que posee la Argentina con este mineral crítico que resulta clave de cara a la transición energética.

Los mandatarios destacaron que este espacio servirá para trabajar sobre políticas comunes para promover la inversión. Advirtieron que será necesario lograr un trabajo en conjunto entre el Estado y los privados, y defendieron el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). En el acto también estuvo presente el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora.

El acuerdo

El gobernador catamarqueño sostuvo: “Tenemos mucha expectativa por la ley que se está discutiendo en el Congreso porque va a generar que muchas empresas inviertan. La minería aporta y va a aportar divisas para estabilizar la macroeconomía. Es bueno que los legisladores definan y que nosotros defendamos lo que se está debatiendo en el Congreso porque esto va a permitir que tengamos trabajo y se mejore la calidad de vida”.

Asimismo, Jalil aseguró que “la minería ayuda a la transición energética. Veo con optimismo lo que se está desarrollando en el interior de la Argentina. Viajamos a Europa y Asia y vimos que somos un país de oportunidades. Esta mesa viene a ayudar a que los inversores y la gente tengan más trabajo”.

Sadir indicó que con la Mesa del Litio han tenido experiencias muy buenas y se mostró optimista de que ocurra lo propio con la del cobre. “La Argentina tiene que ocupar un lugar de privilegio en el mercado mundial de minerales y esto se va a dar por lo que podamos trabajar conjuntamente. Todo esto tiene que ver con la transición y con lo que la minería significa para el desarrollo de nuestros pueblos con generación de empleo y nuevas empresas”.

La situación de Mendoza y el trabajo mancomunado

Cornejo se refirió a la actividad minera en su provincia y marcó que “participar de la Mesa del Cobre para Mendoza es un avance. En nuestra matriz productiva tenemos muchísimo cobre, pero venimos en atraso y queremos remediarlo. Con la ayuda de las provincias que ya desarrollan la minería y con la coordinación y ayuda del gobierno nacional se abre una oportunidad para que podamos explotar la minería”.

El mandatario mendocino señaló: “Necesitamos inversiones, solvencia técnica. Nosotros estamos venciendo las resistencias con mucho apoyo político. Nos ha apoyado el oficialismo y la oposición. Nos están ayudando para mostrar que vamos en esa dirección. Incluso el intendente de Malargüe que es de una parte de la oposición. La parte política está haciendo la tarea para que haya minería sustentable en Mendoza”.

En busca de inversiones

Sáenz destacó el trabajo llevado a cabo en conjunto por los gobernadores a pesar de ser de distintos signos políticos y aseveró: “Hemos demostrado que teníamos que anteponer ante los intereses políticos las necesidades de la gente. Pudimos hacer esto y tuvimos beneficios grandes para nuestras provincias. Tenemos como antecedente la Mesa del Litio y ahora está que es tan diversa y plural y que demuestra que podemos trabajar de manera conjunta cuando se trata de llevar trabajo con responsabilidad”.

También, el gobernador de Salta planteó que se le debe exigir a los empresarios que haya avances en los proyectos y que se le dé trabajo a la sociedad y a los proveedores locales.

En cuanto al RIGI, Sáenz sostuvo: “Hay que trabajar con nuestra gente y conservar la seguridad jurídica. Hoy se está tratando el RIGI, un régimen histórico, inédito, demasiado generoso en muchos casos. No llegamos al Pacto de Mayo, pero hicimos un gran pacto en mayo para avanzar con la minería de manera conjunta. Necesitamos que se pongan a trabajar y a hacer crecer a nuestras provincias”.

Cooperación

Lucero consideró que “la constitución de la Mesa del Cobre es una muestra de la visión estratégica que existe porque el mundo está viviendo bajo un paradigma de cooperación que se está poniendo de manifiesto en muchos aspectos y que tiene que ver con cómo el mundo se está acercando a la Argentina para ver los minerales que tenemos. Es saber dejar de lado algún interés particular para apostar a un interés general”.

El funcionario advirtió que “es necesario poner en marcha la infraestructura para darle curso a los proyectos y ponerse de acuerdo para encontrar la mejor forma de distribuir la renta minera. Unidos es mejor. Este es camino y el modelo. Dentro de poco vamos a tener yacimientos en producción”.

Orrego indicó que “necesitamos del litio y el cobre. Por eso decidimos conformar esta mesa. Tenemos lo que hay que tener porque tenemos códigos de fondo, tenemos las leyes procesales, los decretos reglamentarios y el RIGI va a mejorar todo esto para las empresas que vengan a invertir. La confianza es todo y Argentina no estaba dando pasos claros”.

A su vez, el gobernador sanjuanino expresó que se debe recomponer el tipo de cambio y eliminar el cepo cambiario. “La oferta de cobre se encuentra en la cordillera. Nosotros tenemos seis de los 10 proyectos más importantes de cobre. Debemos conservar la licencia social, pensar hacia futuro. Hay que mirar para delante. Hoy hablar de minería es hablar de ambiente. Hay que invertir. Todos unidos”, concluyó.

Llaryora manifestó: “Cuando la minería crece también lo hacen los proveedores de servicios por eso es importante para nosotros acompañar la firma de esta Mesa del Cobre. Este es un día histórico. La Argentina necesita de la minería. Sin crecimiento, sin producción y sin trabajo no hay país que se pueda desarrollar”.

Por último, marcó que “a la Argentina la comparan con Australia o Canadá. Pero en estos países la minería ocupa un lugar central. Nosotros centramos la mirada en el agro, pero no podemos depender de una sola cosa. Tenemos que encender nuevos motores para este país que son la minera, el gas, el petróleo, la pesca. Vengo a acompañar la nueva visión de la Argentina, que es con minería. Es ahora o nunca”. 

, Loana Tejero

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Weretilneck celebró la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur mientras espera que YPF confirme a Río Negro como el lugar para su planta de GNL

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, celebró el inicio de las obras del oleoducto Vaca Muerta Sur de YPF, que nace en Añelo y proyecta una plataforma de exportación desde Punta Colorada. Mientras tanto, la provincia espera que la petrolera determine la salida del GNL desde sus puertos, en el proyecto que encabeza con la malasia Petronas, y que también tiene en la mira a Bahía Blanca.

“El Oleoducto Vaca Muerta Sur comienza a ser una realidad. Con la mirada puesta en construir un país más federal, Neuquén y Río Negro nos propusimos potenciar el desarrollo energético y ya estamos dando los primeros pasos”, expresó el mandatario en su cuenta de X.

Weretilneck se refirió a los primeros trabajos que la petrolera comenzó y que comprenden la construcción del primer tramo que une Añelo, en Neuquén, con la localidad rionegrina de Allen, etapa que implica un tendido de 130 kilómetros. Este primer tramo será construído por la empresa neuquina Contreras Hermanos. En tanto, el segundo tramo, la terminal de exportación y las monoboyas aún no fueron licitadas, según pudo saber Econojournal.

“Es una gran noticia. Esta nueva infraestructura aumentará la producción no convencional de petróleo, el ingreso de divisas al país y terminará con un puerto de exportación en Punta Colorada”, destacó el gobernador en su cuenta quien hizo énfasis en que una vez concluída la obra permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año.

El gobernador Weretilneck junto al CEO de YPF, Horacio Marin.

Asimismo, remarcó que será fundamental para Sierra Grande, una localidad que desde los años 90 en adelante referencia una caída en su población: “Después de tantos años de frustraciones, Sierra Grande tiene la oportunidad de volver a ser una ciudad próspera, con empleo y un potencial enorme de crecimiento”, dijo Weretilneck.

“Esto representa para la región mano de obra, el desarrollo y la motorización de empresas del sector para la construcción de estos ductos”, agregó Andrea Confini, secretaria de Energía y Ambiente de Río Negro en conversación con este medio.

La funcionaria se refirió al trabajo hecho desde la provincia que incluyó las audiencias públicas en Sierra Grande junto con las autorizaciones de los estudios de impacto ambiental y afirmó que “lo importante es que esto no quedara en una idea porque para Río Negro es muy importante poder generar estos puestos de trabajo junto con el derrame en el desarrollo de las industrias de servicios locales. Hay una movilización de todo el sector gracias a Vaca Muerta”, sostuvo.

GNL: sigue la espera por la definición que tome YPF

Río Negro busca que YPF finalmente defina el lugar donde construirá el megaproyecto de una planta de GNL en asociación con Petronas. Actualmente, la compañía realiza los estudios de factibilidad para determinar las ventajas de cada lugar, Punta Colorada y Bahía Blanca.

La provincia trabaja en una serie de concesiones para brindar beneficios en términos impositivos. Esto fue adelantado por Weretilneck durante el evento Vaca Muerta Insights, que organizó este medio, donde había dicho que “vamos a dar exenciones absolutas de todos los impuestos provinciales para el primer y segundo anillo en el tiempo que dure la construcción y después, vamos a dar garantías de estabilidad a través de leyes específicas y vamos a plantear la jurisdicción de los tribunales. Queremos ser muy concretos, puntales y transparentes para que con todo lo que se genere con Vaca Muerta Sur o con el GNL, la industria sepa que tiene garantías económicas, financieras y jurídicas con el mar de Río Negro”.

Fuentes de la provincia, confirmaron en reserva, que “se busca generar el escenario con mayores beneficios posibles” para que finalmente se construya en Río Negro. En paralelo, la Legislatura rionegrina presentó esta semana una carta a YPF asegurando que el proyecto se complementará con el Vaca Muerta Sur y permitirá generar un polo de desarrollo energético en la Patagonia “con una mínima interrupción al ecosistema local en comparación con el ya congestionado Puerto de Bahía Blanca”.

Los objetivos de YPF son a 2027 contar con un barco para comenzar la exportación de 6 millones de metros cúbicos día de GNL, en 2030 complementar un primer barco instalado para YPF y Petronas, con un segundo para la industria que permitirían despachar 40 Mmm3/día.El proyecto se completaría en 2031 con el onshore GNL donde se proyecta exporta 80 Mmm3/d, 50% de YPF y 50% de Petronas.

, Laura Hevia

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Llega una nueva edición de la Reunión Latinoamericana de Logística organizada por APLA

Este evento se ha constituido en un ámbito inigualable para actualizarse en materia de tendencias, estrategias y tecnologías de la logística de la industria petroquímica y química. Cómo sucede cada año, la reunión de logística aportará el escenario ideal para el intercambio de buenas prácticas y la generación de nuevas oportunidades de negocios.

En cada edición la Reunión Latinoamericana de Logística, organizada por la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana, se convierte también en un valioso generador de relaciones profesionales entre pares, clientes y proveedores. Para buscar aportes y respuestas al contexto actual, en el programa de este año se destacan los análisis sobre la situación en las cadenas de suministro, la disponibilidad de fletes de diferente tipo y las perspectivas de los costos portuarios.

Con la participación de referentes y especialistas reconocidos junto con las cámaras y asociaciones que nuclean al sector, no faltarán en el programa los debates sobre Innovación y Sostenibilidad en la logística.

Quiénes participan cada año de la Reunión de Logística de APLA:

● Ejecutivos de Supply Chain, Operaciones y Logística, Compras y Comerciales de la Industria Petroquímica y Química.

● Empresas productoras y distribuidoras de productos petroquímicos y químicos.

● Empresas importadoras y exportadoras.

● Empresas proveedoras de servicios logísticos.

● Terminales portuarias y operadores logísticos. Para obtener más información e inscribirse

Quienes deseen obtener más información o inscribirse podrán hacerlo a través de este link.

, Redaccion EconoJournal

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Guido Lavalle, nuevo presidente de CNEA: “La revisión del reactor CAREM es un tema natural en proyectos innovadores”

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) contaría con el presupuesto necesario para avanzar en la construcción y finalización de sus tres mayores proyectos en ejecución. En el centro de la escena está la continuidad del desarrollo del reactor prototipo CAREM, iniciativa que pasará por una Revisión Crítica de Diseño, según lo informado por el jefe de Gabinete, Nicolás Posse, en su primer informe de gestión elevado al Senado la semana pasada.

El gobierno afirma que el reactor multipropósito RA-10 estaría listo en la segunda mitad de 2025 y requerirá una inversión estimada en US$ 60 millones, mientras que el Centro Argentino de Protonterapia necesitará una inversión de US$ 7 millones para comenzar a dar algunos servicios de medicina nuclear este año y habilitar el uso integral a partir de 2025. En lo que respecta al CAREM, un prototipo de reactor modular pequeño, se estima que hace falta una inversión de US$ 260 millones para finalizarlo.

EconoJournal entrevistó al nuevo presidente de la CNEA, Germán Guido Lavalle, para indagar en profundidad sobre la agenda del sector nuclear. Es la primara nota periodística que concede el funcionario desde que asumió el cargo. Lavalle es un doctor en Ingeniería Nuclear egresado del Instituto Balseiro. Entre 1996 y 2000 fue gerente de Relaciones Internacionales y Transferencia Tecnológica de la CNEA. Posteriormente, fue rector de la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). En 2007 fundó CANDOIT, una empresa dedicada a la inteligencia artificial, el desarrollo de software y la asesoría en ingeniería.

Germán Guido Lavalle, nuevo presidente de la CNEA.

-La Secretaría de Energía informó que la prórroga del crédito presupuestario del año 2023 alcanza en la CNEA para afrontar los gastos de la institución aproximadamente hasta mayo o junio. ¿Qué pasará con el presupuesto para el resto del año?

Toda la administración pública nacional no tiene un presupuesto 2024 porque el Congreso no lo aprobó, lo que se hizo fue prorrogar el presupuesto 2023. Toda la Administración Pública está en la misma situación, las universidades, los organismos, los ministerios, todos tienen en principio un presupuesto prorrogado. Dada la inflación, obviamente, ese presupuesto llega hasta mitad de año. Pero el mensaje no es que se está desfinanciando. Entonces, sobre esa prórroga, todos los organismos pedimos una ampliación del crédito presupuestario. Eso es lo que hicimos desde la comisión. La Comisión de Energía Atómica está siguiendo su curso con mensajes favorables del Ministerio de Economía. No es que haya un presupuesto hasta junio ni que haya unos recortes. En algunas partidas ya tenemos respuesta positiva. Y en otras hemos hecho reformulaciones y con eso vamos a tener presupuesto hasta diciembre, como corresponde.

-El reporte de Jefatura de Gabinete indica que se procederá con una revisión crítica de diseño del reactor CAREM. ¿Por qué es necesaria esta revisión?

La revisión del reactor CAREM es un tema natural en proyectos innovadores. Siendo este un reactor bastante innovador, tiene varios puntos que requieren sentarse y hacer el análisis. La última revisión crítica de diseño se hizo hace unos años y es el momento, independientemente del proyecto y la construcción que siguen su marcha, de una revisión de los puntos más críticos, más innovadores, con un grupo de expertos que dice, acá estamos bien, acá hay que tener cuidado, etc. Ya se definió el grupo de expertos y están empezando a trabajar.

-¿Hay una estimación de cuánto tiempo llevará esa revisión?

Les pusimos un plazo máximo de 60 días corridos, espero que sea menos. El grupo de expertos tiene que identificar aquellos aspectos que requieran una revisión o un rediseño, en particular los aspectos más innovadores del reactor.

-A partir de esa revisión, ¿qué podría ocurrir en lo relativo a las obras?

Esencialmente lo que se ha estado trabajando en estos tiempos es la obra civil. Respecto de la obra civil, no se espera que ocurra nada. La revisión es sobre los sistemas de ingeniería, básicamente las cosas que van adentro del reactor, que todavía no están fabricadas, hay algunos componentes que sí se están haciendo. Esa revisión puede decir, mirá, conviene hacer esta modificación, hacer estas mediciones, o hacer estas pruebas, eso es lo que se espera que los expertos concluyan. Lo que dice la ingeniería de proyecto es, los puntos más innovadores, tenemos un plan B por si esto no resulta, no funciona del todo bien, eso es lo que tienen que revisar los expertos. Este es un procedimiento medio normal en este tipo de obras y yo entiendo que la responsabilidad que estoy tomando,como invertimos fondos públicos, es asegurarnos que vaya a llegar a buen puerto y este es el mecanismo que tenemos los ingenieros para verificarlo.

-¿Existe la posibilidad de abrir el proyecto a la participación de un socio privado?

Existe la posibilidad de abrir a fondos privados. No he tenido oportunidad de discutir con ningún inversor que quiera hacerlo, ni tenemos una política definida al respecto. Pero bienvenido si hay un socio privado que quiera sumarse a este proyecto.

-¿Qué ocurrirá con los proyectos del reactor RA-10 y del Centro Argentino de Protonterapia?

El RA-10 es una prioridad uno para todos nosotros. Es un reactor cuya producción de radio isótopos genera un interés enorme en el mundo por comprarlos. El objetivo es terminar tan pronto se pueda con ese proyecto. Recibo llamados de todo el mundo que quieren comprar la producción del reactor, así que hay muchísimo interés. Se estima que falta un año y medio para que entre productivo, trataremos de cumplir con ese plazo. Respecto del centro de protonterapia es de mucho interés, es el primero en América Latina que usaría esta tecnología que sirve para tratar tumores, pero de manera mucho más precisa que con las otras metodologías, con los aceleradores habituales. Es más preciso, permite que cuando uno ataca el tumor, no afecte a las células buenas que lo rodean. Eso es muy bueno, particularmente cuando el paciente es chico, para los niños, donde todos los órganos son más chicos, donde esa precisión agrega más valor todavía. Con algunos de los equipos auxiliares que estamos construyendo en el centro esperamos ya en los próximos meses poder brindar servicio al público, pero con lo que es el acelerador principal, justamente la terapia con protones, falta un tiempito más, pero estamos trabajando en eso también.

Al asumir la gestión remarcaron la importancia de crear empresas de base tecnológica. ¿Por qué son relevantes?

La CNEA tiene unos pocos miles de personas, centenares de laboratorios donde aparecen cosas nuevas todos los días. Entendemos que es un resultado que le debemos a la sociedad generar más empresas de base tecnológica a partir de esas investigaciones. La tarea que tenemos por hacer es facilitar eso, apoyar, conseguir los capitales necesarios. Todas las grandes universidades u organismos de ciencia y tecnología le ponen mucho foco a esto, entendiendo que genera no principalmente dinero para la institución sino un buen retorno para la sociedad tener esas empresas y que tengan éxito.

, Nicolás Deza

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RIGI, litio y el rol del cobre en la transición, los ejes de la inauguración de la Expo San Juan Minera

SAN JUAN (enviada especial)-. Este martes comenzó la décima edición de la Expo San Juan Minera, organizada por Panorama MineroLa apertura estuvo a cargo del gobernador Marcelo Orrego; y del secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, quienes destacaron el potencial de la provincia y la necesidad de que se apruebe el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) a fin de atraer inversiones para dinamizar el sector.

De la inauguración también participaron Ricardo Martínez, presidente de la Expo San Juan Minera 2024; Romina Sassarini, presidenta del Consejo Federal de Minería; Franco Mignacco, vicepresidente de CAEM y presidente del Departamento Minero de la Unión Industrial Argentina; Héctor Laplace, secretario general de la Asociación Obrera Minera Argentina (AOMA); Marcelo Mena, secretario general de ASIJEMIN; María Eugenia Sampalione, presidenta de Women in Mining Argentina; y Sergio Miodowsky, intendente del Departamento de Rivadavia de la provincia de San Juan.

En el acto, Lucero aseveró que “con la Ley 24.196 de inversiones mineras se lograron exportar 5.000 millones de dólares. Con el RIGI podemos reproducir esto o mejorarlo. Este régimen mejora la reglamentación de derechos y las obligaciones del inversor. El RIGI es una expresión de lo que el mundo inversor está acostumbrado a ver en países en donde se acumuló el capital que nos falta”.

A su vez, el funcionario precisó que “las sumas para acceder a los incentivos son de una magnitud que excede los valores usuales de inversión en nuestra economía. El verdadero tema en discusión es si los argentinos vamos a darle la espalda a lo que la Argentina y la naturaleza nos brinda o si lo vamos a aprovechar para invertir en nosotros mismos, en generar trabajo, en nuestro talento y capacidad”.

El potencial de San Juan

Por su parte, el gobernador san juanino sostuvo que “el mundo entero sufre el impacto del cambio climático y la minería puede aportar soluciones. La transición y la electromovilidad son el camino que debe recorrer el mundo, por eso crece la demanda de minerales críticos lo que representa una oportunidad de desarrollo para la Argentina con el litio y el cobre”.

En ese sentido, destacó que “nuestro país va camino a ser un actor principal como proveedor de minerales críticos en el mundo. De los 10 proyectos de cobre que hay, seis se encuentran en San Juan y podrían hacer que la Argentina se convierta en el tercer o cuarto proveedor de cobre a nivel mundial después de Chile y Perú. En San Juan existe la posibilidad de producir casi 70 millones de toneladas de cobre”.

También, indicó que el aprovechar este potencial podría significar que la provincia se ubique dentro de los cinco proveedores del mundo. “Podrían desarrollarse proveedores locales. Tenemos más de 20 proyectos en San Juan. Creemos que es el camino de desarrollo de nuestra provincia. Quiero que tengamos en este mandato un proyecto funcionando para que la Argentina vuelva a producir cobre”, expresó Orrego.

En esa misma línea, aseguró: “Mi gobierno quiere brindar seguridad jurídica y ayudar a las pymes a ser competitivas. El gobierno está dando señales con el RIGI de que atiende a los reclamos del sector sobre la seguridad jurídica. La Argentina no gozaba de buena salud. Debemos generar confianza. Hay que cumplir con la ley, pero también tenemos que ser claros. Si a las leyes le agregamos el RIGI tenemos una buena combinación para que esta actividad despegue”.

La minería como política de estado

Mignacco analizó el rol de la minería en San Juan y aseveró que “la minería es una política de Estado en la provincia”. También, se refirió al RIGI y manifestó: “Nosotros creemos que el país está sumergido en una crisis de confianza. El RIGI significa poder reconstruir esa confianza que hemos perdido. Hoy tenemos un pipeline muy bueno, pero no tenemos reglas claras. Somos uno de los países más caros en la carga fiscal total. Este régimen va a traer mucho más desarrollo. Necesitamos dar estas certezas macroeconómicas para que los proyectos se materialicen”.

También, señaló que esto precisará de un esfuerzo del sector público y privado para transformar a la Argentina en un país minero. “Tenemos tres proyectos en producción de litio, seis en construcción y 20 en cartera. El RIGI va a incentivar que sigan adelante. En cobre, tenemos los proyectos más importantes del país en San Juan. Los proyectos de oro y plata están en una situación compleja. Es importante seguir incentivando la exploración para extender su vida útil. Creemos que la minería es muy importante. Es el factor de desarrollo”, puntualizó.

Proveedores locales

Laplace cuestionó el RIGI y afirmó: “Hace pocos días leí que con el RIGI se iba a dar la seguridad jurídica que necesita la minería. Con honestidad, creo que con la ley de inversiones mineras alcanza y sobra. Tenemos que manifestarnos en contra de esto que discuten los legisladores. Cuando se modifican las normas se cambia el panorama para los grandes inversores y se empiezan a parar los proyectos o no hay nueva inversión”.

En ese sentido, el secretario general de la Asociación Obrera Minera Argentina marcó: “Estamos a favor de la inversión externa, pero hay que respetar la ley que tenemos en nuestro país. Queremos la inversión externa pero también que tengamos la posibilidad de seguir creciendo a partir de nuestras pymes, de nuestros proveedores y permitir que la industria nacional crezca. Tenemos miedo de que con lo presentado en el congreso se nos caigan un montón de puestos de trabajo”.

Esquema a largo plazo

Por su parte, Ricardo Martínez instó a preservar y extender la vida útil de los yacimientos. “Tenemos potencialidades, está en nosotros conservar ese capital que hemos adquirido. Tenemos que poner en marcha los proyectos. La era del cobre es una realidad, también la continuidad del cobre y el oro. Y el crecimiento del litio. Hay que mirar el futuro con preservación”.

Frente a esto, concluyó: “Tenemos que tener un esquema legal impositivo a largo plazo para el sector. Instamos a los legisladores para que esto se traduzca en proyectos en marcha”. 

, Loana Tejero

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Oldelval puso en marcha un nuevo centro de control

Oldelval puso en marcha una nueva sala del centro de control. La nueva instalación funciona como el cerebro de la operación y su función es la monitorización y toma de decisiones de la red de oleoductos de la compañía.

El centro de control fue ideado como un espacio de alto rendimiento y de funcionamiento continuo, para el seguimiento y análisis durante las 24 horas al día, los 7 días a la semana, durante todo el año.

Su rol asegura el óptimo funcionamiento de los distintos sistemas de ductos, permitiendo coordinar de forma segura los distintos puntos de carga y descarga de hidrocarburos del sistema. Las decisiones que se toman y las acciones que se definen allí, impactan en el desempeño de toda la red de transporte. Su función es clave para garantizar que las operaciones se lleven a cabo de manera eficaz, efectiva y segura, resguardando la integridad de las personas, las instalaciones y el medio ambiente, según destacaron desde la compañía.

Diseño

La arquitectura del espacio se diseñó en función de las tareas que se llevan a cabo cotidianamente en el lugar. Por ello, el diseño está centrado en las personas. También se priorizaron aspectos determinantes para la funcionalidad del espacio, como la superficie de la sala, la climatización, la iluminación, accesibilidad y el mantenimiento óptimo.

“La ergonomía y el cuidado de la salud de los operadores fue otro de los pilares del desarrollo del proyecto, razón por la que se definió cumplir con los parámetros de la norma internacional ISO 11.064 ‘Optimización de la ergonomía de las salas de control’”, destacaron desde la firma.

Como resultado, la nueva sala de control ostenta un ambiente espacioso concebido como un búnker – donde el acceso es restringido por la relevancia de las operaciones y las decisiones que surgen de ese espacio -, mobiliario adaptable en altura que permite la posibilidad de trabajar sentado o parado, cinco puestos de trabajo con la posibilidad de sumar más personal acompañando el desarrollo de la organización, sonido envolvente e iluminación controlable zonificada.

Espacio inteligente

El Centro de Control es el núcleo de las operaciones de Oldelval. Esta instalación desempeña un papel crucial para garantizar una operación segura, eficiente y respetuosa con el medio ambiente.

Las nuevas instalaciones permiten monitorear en tiempo real cada aspecto de la operación de transporte, desde el bombeo de crudo hasta las más pequeñas variaciones de presión. Mediante sistemas avanzados de adquisición de datos y algoritmos de análisis, los operadores pueden tomar decisiones informadas y responder de manera oportuna ante cualquier eventualidad.

Por otra parte, el centro de control desempeña un papel fundamental en el cumplimiento normativo. Con regulaciones cada vez más estrictas en materia de seguridad y medio ambiente, estas instalaciones pueden registrar y reportar datos de forma automática, facilitando las auditorías y demostrando el cumplimiento de las normas vigentes.

A su vez, la nueva estructura mejora la experiencia del cliente, ya que permite monitorear el bombeo y hacer entregas más confiables, con tiempos de espera reducidos y una mayor transparencia en el proceso de transporte.

El edificio

La nueva instalación cuenta con una amplia sala de control, con un mueble – archivo para planos con opción en formato digital y un espacio para realizar actividad física sin descuidar las actividades de supervisión. Contigua a esta, se encuentra la Sala de Contingencias, la cual está conectada a la Sala de Control a través de paños vidriados con tinte tecnológico, que permite la visualización de las operaciones y de ser necesario el cierre del espacio mediante un Smart Glass, sin interrumpir la operación. Además, posee una gran pantalla de seis metros de largo con información en tiempo real do todo lo que está sucediendo a lo largo del sistema de ductos.

El núcleo de servicios posee dos baños y una kitchenette con ventilación directa al exterior. Por último, se adaptó el espacio en el que funcionaba la antigua área de control para que ahora funcione una sala de ingeniería, la sala de simulación y un local para las UPS (tensión segura para brindar autonomía).

Construcción

El nuevo Centro de Control está ubicado en la sede central de Oldelval, en Cipolletti, Río Negro.

Se realizó una intervención edilicia sobre una superficie construida y en uso de 178 m² que se amplió en 60 m² adicionales.

El espacio fue construido de manera tradicional, o sea, “obra húmeda” con materiales de alta calidad.

Para cumplimentar con todos los requisitos funcionales del diseño arquitectónico del Centro de Control se debió dar intervención a un total de 11 contratistas y más de 20.000 mil horas de trabajo. La obra inició en mayo del 2023 y culminó en mayo de este año.

, Redaccion EconoJournal

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YPF y CGC complementaron la fractura del pozo que determinará si la exploración no convencional es viable en Santa Cruz

YPF y CGC culminaron las etapas de fractura del primer pozo exploratorio de la formación de hidrocarburos no convencionales de Palermo Aike, ubicada en Santa Cruz. Los resultados determinarán si es viable la producción de hidrocarburos no convencionales en la provincia. Ahora comienza una etapa de tres meses de ensayo que determinarán las primeras informaciones técnicas.

Se trata del pozo no convencional y horizontal Maypa.x-1 del yacimiento Cañadón Deus de la formación Palermo Aike, que podría albergar 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. El pozo tuvo una profundidad vertical de aproximadamente 3500 metros y una rama horizontal de 1000 metros y las compañías utilizaron la metodología plug and perf para fracturar las 12 etapas.

Las dos empresas firmaron un memorándum para que YPF realice los trabajos exploratorios en Cañadón Deus, un área dentro de la concesión de El Cerrito, perteneciente a la compañía del holding Eurnekian en Santa Cruz. La inversión de este primer pozo exploratorio demandó US$ 28 millones.

Fractura

El gobernador de la provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal, supervisó la conclusión de las 12 etapas de fractura del pozo de Palermo Aike. Vidal estuvo acompañado justamente por el presidente de CGC, Hugo Eurnekian y el vicepresidente ejecutivo Upstream de YPF, Matías Farina. Junto a ellos, participaron el vicepresidente de asuntos públicos de YPF, Lisandro Deleonardis, y directivos de CGC como el CoCeo, Pablo Chebli, el COS Chief os Sttaf, Rodrigo Fernández, y la VP de Personas, Julia Sancholuz. Por parte del gobierno, estuvieron presentes el vicegobernador Fabián Leguizamón, el ministro de Energía, Jaime Álvarez, y el presidente de Distrigas, Marcelo Dellatorre.

“Palermo Aike es nuestra gran esperanza, tenemos el desafío de desarrollar con inteligencia y eficiencia, el mayor potencial energético de nuestra historia como provincia”, señaló Claudio Vidal.

Palermo Aike ha generado una gran expectativa en la industria hidrocarburífera porque abrirá un nuevo polo no convencional en el país -además de Vaca Muerta- y garantizará recursos y desarrollo a Santa Cruz.

“Sabemos que solo el trabajo nos sacará adelante, solo el trabajo, el esfuerzo de todos los días, el compromiso con el desarrollo nacional, la defensa de la Patria y el objetivo siempre prioritario de generar trabajo digno para todos los santacruceños. Esta obra, que es el punto inicial del desarrollo no convencional a gran escala en la provincia de Santa Cruz, es la muestra viva de que este camino, que recién comienza, es el que debemos transitar para industrializar nuestra provincia y ponerla en los primeros lugares de interés del mundo”, sostuvo el mandatario provincial.

La roca madre de la cuenca Austral posee una mayor temperatura y presión que Vaca Muerta por lo cual los profesionales tuvieron que adaptar el equipo perforador para avanzar con los trabajos. Sin embargo, el primer pozo shale no presentó mayores inconvenientes, resalta el comunicado que difundió la gobernación de Santa Cruz.

Palermo Aike

La formación tiene 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la cuenca Austral y es la segunda formación en importancia a explorar luego de Vaca Muerta. Se estima que podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo y 130 TCFs (medida de volumen equivalente al billón de metros cúbicos) de gas, casi la mitad del recurso existente no convencionales en la cuenca Neuquina.

Por sus condiciones geológicas, Palermo Aike es el yacimiento más parecido a Vaca Muerta dada su extensión espacial, la profundidad del objetivo (3.000 y 3.500 metyros), origen marino y potencial hidrocarburífero.

, Redaccion EconoJournal

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YPF inició la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur y podría sumar a un gigante de EE.UU. como socio de la segunda etapa de la obra

YPF comenzó la construcción de los primeros 130 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra estratégica para el sector que permitirá incrementar la producción no convencional de petróleo y crear una plataforma exportadora de energía.

Allegados a la iniciativa indicaron a EconoJournal que YPF está en conversaciones con la compañía Energy Transfer, una de las principales empresas de midstream de EE.UU., para intentar sumarla al proyecto. De hecho, las fuentes consultadas indicaron que 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. En esa clave, Energy Transfer incluso podría ingresar en el esquema como un porcentaje del equity (capital accionario) del oleoducto Vaca Muerta Sur.

Energy Trasnfer es una compañía del sector de transporte de Oil & Gas de EE.UU. con sede en Texas. Transporta hidrocarburos en 44 estados de Norteamérica, incluyendo las cuencas Permian y Bakken, y exporta sus productos a 80 países. También es dueña de una terminal de Gas Natural Licuado (GNL) en Luisiana. En el primer trimestre del año obtuvo ingresos netos por US$ 1.200 millones y un EBITDA (ganancias antes de intereses e impuestos) por US$ 3.880 millones en el mismo período, según información de la compañía.

Según pudo reconstruir EconoJournal, la intención de YPF es sumar a jugadores de la industria para conformar un consorcio que pueda construir y operar el oleoducto Vaca Muerta (de la operación se encargaría precisamente Energy Transfer).

Inicio

El primer tramo del ducto se extenderá entre las localidades de Añelo (Neuquén) y Allen (Río Negro), donde conectará con el sistema de Oldelval. “Esto permitirá comenzar a transportar petróleo mientras se espera la culminación del segundo tramo y la terminal de exportación en la zona de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande”, informó YPF en un comunicado.

Esta primera etapa del oleoducto Vaca Muerta Sur permitirá fortalecer el sistema de evacuación de petróleo de la cuenca Neuquina “aprovechando al máximo la capacidad de transporte hacía las refinerías y hacia el puerto de Bahía Blanca”.

La obra comenzó en Loma Campana, histórico bloque operado por YPF en el corazón de Vaca Muerta. Para este primer tramo, la inversión rondará los US$ 190 millones y, según la compañía, se generarán 500 puestos de trabajo durante el pico de las tareas. Para la construcción se demandarán más de 10.000 caños de 20 y 30 pulgadas.

En su capacidad operativa máxima, el ducto permitirá transportar 390.000 bdp, incrementando en un 70% la posibilidad de evacuación de petróleo de la cuenca Neuquina y duplicando la capacidad actual de la zona núcleo de Vaca Muerta.

Segunda etapa y terminal exportadora

La segunda etapa del oleoducto de de 437 kilómetros más la terminal de exportación, que completan el proyecto, “están en etapa de desarrollo y con alto grado de avance”. Ambas obras demandarán una inversión de más de US$ 2.000 millones que “YPF afrontará en conjunto con otras compañías que ya mostraron interés en el proyecto”.

Cuando esté completado, el oleoducto Vaca Muerta Sur permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año “convirtiendo a la Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportando divisas y trabajo al país.

Además del oleoducto, el proyecto contempla la construcción de la playa de tanques más grande de Argentina y dos monoboyas flotantes que se ubicarán a 6 kilómetros de la costa.

, Redaccion EconoJournal

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Por la falta de gas natural en el sistema, el gobierno sale de urgencia a comprar 12 cargamentos de combustible líquido para evitar cortes de suministro a industrias

Cammesa, le empresa que se encarga del despacho de energía, que es controlada por el gobierno, salió este lunes a licitar de urgencia la compra de 12 cargamentos de fueloil y gasoil para hacer frente al aumento del consumo de gas por la ola de frío que se extenderá en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) al menos hasta el próximo fin de semana. La llegada del frío en la zona centro del país tomó por sorpresa a la Secretaría de Energía, que había programado el arribo de las bajas temperaturas recién para la primera semana de junio.

La crisis por las inundaciones en el sur de Brasil, que obligó al gobierno de Lula Da Silva a suspender los envíos de energía hacia la Argentina (se pueden importar hasta 2000 megawatt diarios de electricidad), tampoco ayudó al gobierno, que está preocupado por la falta de gas natural en la red troncal de gasoductos. De hecho, de los datos del Enargas, el ente regulador, se desprende que el linepack (presión) del sistema de transporte de gas viene a la baja desde la última semana. Por eso, la instrucción de la Secretaría de Energía es que Cammesa empiece a despachar el parque de generación termoeléctrico con la mayor cantidad de combustibles líquidos (reemplazantes naturales del gas natural) posibles. De ahí se explica que la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) haya salida casi desesperadamente esta semana a buscar tanto local como internacionalmente la provisión de 200.000 toneladas de fuel oil y 350.000 metros cúbicos (m3) de gasoil. Se estima que el costo estimado de todos los cargamentos rondará los 600 millones de dólares, adicionales a lo que ya estaba previsto, lo que sumará una presión fiscal adicional a las cuentas que lleva adelante el Ministerio de Economía.

Un buque tanque de gasoil como los que salió a importar de urgencia Cammesa por la falta de gas natural.

El Servicio Meteorológico Nacional (SMN) informó que a partir del jueves y hasta el viernes los vientos del sur regresarán con ráfagas de hasta 50 km/h, lo que provocará un descenso significativo de las temperaturas en el AMBA. Las mínimas caerán por debajo de los 8° y las máximas llegarán solo a 13° el viernes. El próximo sábado 25 de mayo será el día más frío de la semana. Las temperaturas mínimas caerán a 4 grados durante la madrugada, mientras que las máximas solo alcanzarán los 11 grados al mediodía.

Compras de urgencia

Cammesa traerá 7 cargamentos de 50.000 m3 de gasoil cada uno y 5 cargamentos de fueloil por 200.000 toneladas en total. Las empresas interesadas en participar de la licitación deberán presentar sus ofertas este miércoles. La mayoría del combustible se va a tener que traer del exterior porque no hay volúmenes suficientes para adquirir esa cantidad de gasoil y fueloil en el mercado local. «La primera ventana para entregar gasoil que definió el tender es en los primeros días de junio. Salvo que algún trader o petrolera internacional cuente con un barco que de casualidad esté navagando cerca de Buenos Aires, es difícil que Cammesa consiga ofertas y si lo hace, el precio que deberá pagar será bastante más caro que el de mercado», explicó en una petrolera.

El problema de fondo es que no hay gas natural disponible en el sistema debido a las restricciones en el sistema de transporte como consecuencia de la falta de capacidad en los gasoductos durante los picos de demanda. Prueba de eso es que la construcción de las dos plantas compresoras en Tratayén y Salliqueló de Gasoducto Néstor Kirchner, que permtirían duplicar el volumen de gas transportado desde Neuquén hasta Buenos Aires (hoy se envían 11 MMm3/día de gas), se demoró por la transición que implicó el cambio de gobierno, que demoró el proceso de aprobación de certificados de avance de obra a las empresas constructoras que trabajan en esos proyectos (se estima que la deuda actual de Enarsa con los contratistas ronda los US$ 40 millones).

Sacde acelera la construcción de la planta compresora en Tratayén que se demoró por la falta de pagos del gobierno.

La intención de la Secretaría de Energía es que la planta compresora de Tratayén ingrese en operación en el trancurso de junio, lo que permitirá traer 5 MMm3/día más de gas natural desde Neuquén, pero mientras tanto la instrucción de la cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo a Cammesa, que por contrato puede tomar un bloque de 30 MMm3/día de gas, fue que baje la demanda del fluido para evitar que se acreciente la caída del linepack. Especialistas consultados por EconoJournal aseguraron que si el gobierno no gestiona de forma integral y unificada (es decir, controlando y coordinando en detalle las existencias de GNL en Escobar, de gasoil y fuel oil y de gas local en el sistema de transporte), el abastecimiento de gas natural durante las próximas dos semanas podría complicarse de manera significativa.

Durante la semana pasada ya hubo problemas por la ola de frío. Algunas distribuidoras de gas empezaron a cortarle el suministro “interrumpible” a más de 124 estaciones de servicio que comercializan Gas Natural Comprimido (GNC) para vehículos, por lo que se suspendió la venta a los usuarios en un centenar de localidades, entre ellas el AMBA, La Plata, Mar del Plata, Santiago del Estero y Tucumán. El corte de gas de contratos interrumpible de GNC es, en los hechos, la primera palanca a la que puede recurrir el sistema para autopreservarse frente a la faltante de gas natural. La segunda es el corte de los contratos interrumpibles de gas en poder de industrias y grandes comercios. Con la compra de urgencia de combustibles líquidos, que obligarán al Ministerio de Economía a gastar más de US$ 500 millones que no estaban previstos (porque el costo del gasoil y fuel oil no es trasladado a la demanda), el Ejecutivo quiere evitar llegar a esa segunda fase que agravaría la crisis.

, Redaccion EconoJournal

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En marzo, la industria química y petroquímica tuvo una recuperación en producción y ventas

El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial mostró que durante marzo de 2024 la producción del sector creció un 6% con respecto a febrero, favorecida principalmente por los productos básicos orgánicos y finales agroquímicos.

Las empresas manifiestan la puesta en marcha de algunas plantas que estuvieron paradas durante el mes anterior, así como recomposición de stock. Al comparar con el mismo mes del año anterior, se observó una recuperación del 4%. Mientras, que el acumulado de los tres primeros meses del año reflejó una caída de un 5%,afectado por los productos básicos orgánicos y finales termoplásticos.

Los datos relevados por la Cámara destacaron que las ventas locales crecieron un 12% intermensual, favorecidas por los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos, argumentadas por mayores volúmenes y precios de ventas. No obstante, se observaron caídas similares, de un 26%, tanto para la variación interanual como en el acumulado del primer trimestre del año, ambas afectadas por todos los subsectores a excepción de los productos básicos inorgánicos.

El informe

El Informe de la CIQyP® indicó también que las exportaciones durante marzo aumentaron un 33% intermensual, favorecidas por todos los subsectores a excepción de los productos básicos orgánicos, y un 4% respecto al mismo mes del año anterior. Las empresas señalaron mayores volúmenes exportados y en algunos casos, mayor precio de venta y despachos puntuales en otros casos. Por su parte, el acumulando del primer trimestre se mantuvo con valores negativos de 12 por ciento.

La reseña elaborada por la CIQyP® indica que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) tuvieron una recuperación en producción (4%) y ventas locales (2%) al comparar el acumulado del año respecto al mismo período del año anterior, pero ambas variables cayeron respecto a febrero de 2024 (producción 1% y ventas locales 2%). 

La producción se mantuvo constante respecto a marzo de 2023, mientras que las ventas en el mercado local se observó una baja del 7%.  Por su parte, las ventas externas se desplomaron en las tres variables analizadas (5% intermensual, 51% interanual y 47% en el acumulado).

Balanza comercial

Durante marzo de 2024, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 33% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 19,2% en las importaciones y positivas del 0,6% en las exportaciones.

Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta mostró que durante marzo de 2024 tuvo un uso promedio del 63% para los productos básicos e intermedios y del 94% para los productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante marzo 2024, alcanzaron los 295 millones de dólares, acumulando un total de US$ 819 millones en el primer trimestre del año. Con respecto a los resultados del informe mensual,Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), comentó que“la mejora que se observa en volumen en el sector químico-petroquímico es por el aumento de producción por finalización de mantenimiento programado y una muy suave recuperación de la demanda con respecto a meses anteriores en mercados ligados al consumo de alimentos y agro, sin embargo, el sector sigue mostrando una caída importante de actividad en aquellos productos que van a bienes durables”.

, Redaccion EconoJournal

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Aconcagua Energía Generación fue adjudicada con prioridad de despacho para uno de sus proyectos fotovoltaicos

En el marco de una nueva licitación del programa de Mercado a Término (MATER) de CAMMESA, Aconcagua Energía Generación (AEGSA), subsidiaria del grupo energético Aconcagua Energía, fue adjudicada con prioridad de despacho para su proyecto fotovoltaico de 65 megawatts (MW) Aconcagua II (PSA II), ubicado en la región de Luján de Cuyo, Mendoza. Esta asignación se suma a la ya obtenida por AEGSA en este mismo programa por 25 MW, totalizando ahora un Parque solar integrado de 90MW.

Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energía Generación, sostuvo: «Esta adjudicación representa un hito significativo para nosotros y para la provincia. Nos permite no solo aumentar nuestra capacidad de generación de electricidad a partir de fuentes renovables, sino también inyectarla de manera efectiva en el sistema, lo que se traduce en más energía disponible”.

“Esto contribuye al desarrollo energético del país e impulsa el progreso económico, productivo e industrial tanto a nivel local como regional”, agregó la ejecutiva.

Mariana Schoua

La iniciativa

El proyecto, que contará con la instalación de 190.000 paneles de 620 KW, demandará una inversión estimada superior a los US$ 90 millones, con el objetivo de abastecer de energía renovable y limpia a unos 80.000 hogares.

“De esta forma, Aconcagua Energía continúa fortaleciendo su aporte al desarrollo energético nacional a través de la generación de energía proveniente de fuentes renovables, limpias y sostenibles. En esta oportunidad, mediante un importante plan de inversiones en energías renovables, en línea con una de sus políticas más importantes de gestión que consiste en la sustentabilidad ambiental. Este enfoque permite evitar la emisión de más de 108.000 toneladas de dióxido de carbono por año”, destacaron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

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El FREBA invierte 338 millones de dólares para la expansión de potencia del sistema eléctrico

Con una expectativa de crecimiento en obras por 40.000 millones de pesos, el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA) a través del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico en la Provincia de Buenos Aires (FITBA) -con el que se solventan los costos originados en la ampliación de red de transporte-, impulsa la expansión del sistema de transporte eléctrico provincial mediante una inversión de 338 millones de dólares. También, a través de la instalación de 450 kilómetros de líneas de alta tensión, la ampliación de más de 70 estaciones transformadoras y la creación de 12 nuevas que aportan adicionalmente 1850 MVA de potencia al sistema eléctrico provincial.

Según destacaron desde el Foro “esta inversión estratégica no solo fortalecerá la infraestructura existente, sino que también permitirá un avance significativo en la eficiencia y la cobertura del servicio eléctrico, beneficiando a millones de habitantes y potenciando el crecimiento económico regional”.

Asamblea anual

La reciente Asamblea Anual Ordinaria y Extraordinaria del Foro -conformado por 200 cooperativas eléctricas y las cuatro distribuidoras de energía de DESA- fue realizada el pasado jueves 16 de mayo en la Ciudad de Salto. “La gran concurrencia de representantes de las cooperativas y distribuidoras provinciales, y de las distintas federaciones de cooperativas eléctricas -APEBA, FEDECOBA, CRECES, FICE, FACE y FECOOSER-, ponen de manifiesto el compromiso y la relevancia del FREBA en el trabajo colaborativo para el cumplimiento de objetivos comunes fijados por la planificación centralizada en conjunto con la subsecretaría de Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires vinculados con el crecimiento y la expansión de potencia del sistema eléctrico provincial”, precisaron.

En función de lo consensuado entre los representantes -y por unanimidad- se propuso la continuidad de los actuales cargos directivos del Foro, eligiéndose nuevamente al Dr. Fernando Agustín Pini como presidente; Ing. Juan Carlos Simunovich como vicepresidente; al Cdor. Dr. Gustavo Piuma Justo como secretario general; y el Cdro. Walter Valle como tesorero; entre otros. La apertura de la Asamblea estuvo a cargo de personalidades destacadas de la comunidad saltense y del sector eléctrico. Del acto formaron parte, junto a las autoridades del FREBA: el intendente de Salto, Ricardo Alessandro, el intendente del Partido de 25 de Mayo, Ramiro Egüen; y el presidente de la Cooperativa Eléctrica de Salto, Oscar Norberto Trotta.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno vuelve a postergar la definición sobre el futuro de las represas hidroeléctricas del Comahue

El gobierno volvió a prorrogar los contratos de las concesiones de las represas hidroeléctricas del Comahue, ubicadas en el río Limay en las provincias de Neuquén y Río Negro. En el caso de las represas de Alicurá, El Chocón – Arroyito y Cerros Colorados (Planicie Banderita), la extensión es tres meses y va del 18 de mayo hasta el 11 de agosto, mientras que para la central de Piedra del Águila la prórroga del contrato de concesión es de seis meses y es desde del 27 de junio y termina el 29 de diciembre de este año.

El gobierno indicó que llamará a un proceso licitatorio “en un futuro mediato”, según la medida que se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 78 de la Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo. El exministro de Economía, Sergio Massa, durante 2023 había extendido dos veces los contratos, primero por 60 y luego por 100 días. Por su parte, el gobierno de Javier Milei con esta medida ya prorrogó tres veces el período de los contratos.

Al igual que las anteriores prórrogas, Milei opta por extender el período de transición de los contratos de concesión de las represas en medio del debate sobre la Ley Bases en el Congreso, un dato central ya que las provincias de Neuquén y Río Negro manifestaron que quieren una mayor participación en las centrales hidroeléctricas.

Resolución

La resolución firmada por Rodríguez Chirillo remarca que “la extensión de los plazos antes señalados coincide con los plazos máximos de 12 meses previstos en los respectivos contratos de concesión, lo cual permitirá, en dicho lapso de tiempo, adoptar las medidas conducentes, entre ellas, contar con las estructuras societarias correspondientes, hasta su traspaso al sector privado mediante procedimientos licitatorios competitivos y transparentes en un futuro mediato”.

Además, destaca que, para “preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, las compañías concesionarias de las centrales “deberán continuar a cargo del complejo hidroeléctrico y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato durante el referido período”.

Represas

La potencia nominal instalada en cada central es de 1.050 MW en Alicurá; 127,8 MW en El Chocón y 1.290 MW en Arroyito y 472 MW en Planicie Banderita. Mientras que Piedra del Águila alcanza 1.440 MW. La generación hidroeléctrica en el país, que inicialmente fue impulsada por el Estado en la década de 1960, representa entre el 10% y 14% de la matriz energética.

Las compañías generadoras que operan las centrales hidroeléctricas son: AES Argentina (Alicurá); Enel (El Chocón – Arroyito); Orazul Energy (Cerros Colorados); y Central Puerto (Piedra del Águila).

, Roberto Bellato

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Cairella desplazó de Cammesa a un hombre de Rodríguez Chirillo que no estaba nombrado en la compañía y operaba para el secretario

Mario Cairella asumió hace pocos días como vicepresidente de Cammesa y una de las primeras medidas que tomó fue ordenarle a Carlos Morales, mano derecha del secretario de Energía Eduardo Rodriguez Chirillo, que abandone la oficina que ocupaba en la compañía. “No quiero tener acá a nadie que venga a hacer espionaje”, le aseguró el funcionario a sus más íntimos, quienes filtraron la noticia a las empresas del sector privado para dejar en claro que ahora comienza una nueva etapa.

Mario Cairella y Carlos Morales.

Tal como reveló EconoJournal, Morales había protagonizado un escándalo el viernes 26 de abril cuando intentó forzar la renuncia de Jorge Ruisoto, histórico gerente de Normativa y Auditoría Interna de Cammesa. Morales se presentó ante Ruisoto en ese encuentro como apoderado legal de Jorge Garavaglia, gerente general de la compañía mixta que se encarga del despacho de electricidad, otra persona de confianza del titular de la cartera energética. 

La reunión fue muy tensa porque Morales le explicitó a Ruisoto que si no firmaba el acuerdo de desvinculación voluntaria lo iban a despedir con causa. Fue la misma estrategia que utilizó a fines de febrero para despedir a Luciano Condó, ex gerente de Contratos, y a otros 10 directivos de Cammesa, pero con Ruisoto el resultado fue distinto.

Cuando el gerente pidió precisiones sobre cuáles eran los supuestos motivos para justificar su desplazamiento, Morales le dijo que habían llevado adelante una auditoría y detectaron irregularidades con la importación de energía eléctrica que lo comprometían. Sin embargo, no presentó ninguna documentación que respaldara sus dichos y tampoco pudo acreditar su condición de apoderado de Garavaglia. Por lo tanto, Ruisoto no cedió a la presión.

Aquella jugada fue para intentar abortar el desembarco de Cairella en Cammesa ya que días antes había trascendido que Ruisoto podía llegar a acompañarlo como gerente general en reemplazo de Garavaglia. Por esos días a Chirillo le habían vetado su candidato para el cargo desde Jefatura de Gabinete, pero seguía dando pelea. Finalmente, se confirmó la designación de Cairella y el nuevo vicepresidente de la compañía se deshizo rápidamente de Morales, ejecutor de la operación destinada a tratar de abortar su nombramiento.

Pese a ello, Morales sigue teniendo poder dentro de aparato estatal porque cuenta con el respaldo de Rodríguez Chirillo. Por lo general, se lo manda a hacer el trabajo sucio. La semana pasada fue el encargado de comunicarle al economista Sebastián Scheimberg que no asumirá como director de Economía de los Hidrocarburos, tal como le había prometido el interventor de Enargas, Carlos Casares. El encuentro fue tenso porque le dijo que no estaba capacitado para el cargo y amenazó con filtrar información en su contra si no daba un paso al costado.

¿Quién es Morales?

Morales es un abogado que forma parte de la planta permanente del Enargas con categoría Superior A3 aunque en los últimos tiempos no asiste al ente y en los hechos se desempeña como mano dereche de Rodríguez Chirillo, a quien conoce desde que eran estudiantes en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires.

Morales fue abogado de Guillermo Coppola. Lo representó, por ejemplo, en el juicio que Diego Maradona le había iniciado a su ex representante por presuntas irregularidades en el manejo de sus finanzas y su economía. Además, en 2018 su nombre apareció en los medios de comunicación porque por entonces vivía en un en un departamento del complejo Madero Center, de Puerto Madero, que pertenecía a la ex presidenta Cristina Fernández de Kirchner.

Morales también es un hombre de confianza de Héctor Maya, hijo de Héctor Domingo Maya, un histórico ex senador peronista de Entre Ríos. Maya fue gerente de Protección de Usuarios desde mayo de 2020 hasta septiembre de 2022. En ese momento se fue a la Secretaría de Energía a trabajar como director de nacional de Gas Licuado, cargo en el que se vio envuelto en un escándalo por el supuesto otorgamiento de favores a compañías fraccionadoras a cambio de dinero. Circularon varios chats detallando los supuestos pedidos de dinero y la persona señalada como intermediario era Carlos Morales, aunque no se probó ninguna de las acusaciones en su contra. 

Ya con Rodríguez Chirillo, sus apariciones comenzaron a generar revuelo porque por lo general Morales aparece cuando hay que despedir a alguien. Ocurrió con Luciano Condó, Jorge Ruisoto, Sebastián Scheimberg y también con las personas que integraban el Grupo Asesor de la Secretaría de Energía (GASE) encargado de administrar fideicomisos vinculados a centrales térmicas, y con varios trabajadores que estaban en el área que se ocupaba del Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE).  

, Loana Tejero y Fernando Krakowiak

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Ley Bases: el Gobierno le cerró la puerta a un pedido de las provincias petroleras para dinamizar inversiones en campos convencionales

El Gobierno nacional finalmente le bajó el pulgar a uno de los planteos más disruptivos que habían puesto sobre la mesa las provincias petroleras, que apuntaban que la discusión por la redacción de la Ley Bases le abriera la puerta a introducir un cambio sustancial en la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) que regula las concesiones de petróleo y gas. En concreto, las gobernaciones hidrocarburíferas —con Neuquén a la cabeza— pretendían que cuando una empresa petrolera con intereses en Vaca Muerta pidiese la conversión de una concesión convencional a otra no convencional, la provincia pudiese relicitar la primera a un operador diferente para facilitar la continuidad de la inversión en campos maduros.

Eso implicaba, por ejemplo, que si YPF pidiera la reconversión de Loma La Lata, uno de sus principales bloques convencionales en Neuquén, como una concesión no convencional para llevar adelante un proyecto de desarrollo en la formación Vaca Muerta, la provincia pudiese recuperar para sí la posibilidad de reconcursar entre terceras compañías la explotación de otros horizontes geológicos convencionales. Para eso, el Ejecutivo debía promover a través de la Ley Bases la coexistencia en una misma área de dos empresas productoras, una encargada del desarrollo de Vaca Muerta y otra de yacimientos convencionales.

El planteo de las provincias se explica en los números de Neuquén, que es la provincia cuya producción convencional más declinó en los últimos años, precisamente porque las empresas productoras prefirieron redireccionar sus esfuerzos de inversión hacia proyectos en Vaca Muerta y desatendieron el desarrollo convencional de los bloques, según interpretan fuentes provinciales. Sin embargo, aunque escuchó la propuesta de la Ofephi, finalmente el Ejecutivo no hizo lugar al pedido de las provincias petroleras y mantuvo el statu quo vigente, en línea con lo que defendían los concesionarios privados.

Derrotero

Entre las idas y vueltas que tuvo desde diciembre a la fecha, el texto del proyecto de Ley Bases pasó varias modificaciones en su redacción. En el marco de esos acuerdos, las provincias que integran la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) lograron modificar 49 artículos, derogar nueve e incorporar dos nuevos, según pudo confirmar este medio de fuentes oficiales.

Entre los cambios había un especial interés de las provincias petroleras en aplicar una reforma al artículo 27 bis de la ley de Hidrocarburos 17.319 que les permitiera la posibilidad que las formaciones geológicas convencionales que queden dentro de un área reconvertida a no convencional, puedan volver a sus manos y así, volver a licitarlas. De esta forma, se agilizarían nuevas inversiones en la actividad convencional y se aprovecharía mejor la ventana que ofrece el mercado global.

Actualmente, el artículo -que en la ley Bases se expresa en el 156°- establece que “el concesionario de explotación, dentro del área de concesión, podrá requerir la subdivisión del área y reconvertirla de convencional a no convencional”, previa presentación de un plan piloto. Esto le permite a las compañías sostener una nueva concesión por 35 años y desarrollar en paralelo los dos tipos de explotación. A su vez, la zona no reconvertida de esa área en cuestión sigue teniendo el plazo de concesión preestablecido.

La ley establece que tras la reconversión, el titular del área puede desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, pero no lo obliga a hacerlo.

No se rompe la seguridad jurídica”

Una fuente provincial pidió reserva aseguró que el artículo 27 bis “sirvió para facilitar los primeros 10 años de desarrollo de Vaca Muerta ya que, además de darle la concesión no convencional, la compañía puede seguir llevando adelante la convencional sin comprometer inversiones”.

Según afirmó, en los hechos muchas empresas prefirieron abocarse a la producción del shale o tight dejando de lado esas áreas: “La realidad es que lo que termina pasando es que muchos abandonan la explotación convencional porque no son tan rentables como Vaca Muerta”, aseguró.

Para evitar esa situación, las provincias solicitaron este cambio a Nación con lo cual podrían volver a disponer en su dominio de las áreas convencionales y permitir traccionar nuevas inversiones de compañías más pequeñas en esos campos maduros. Entre los principales argumentos esgrimidos en esas rondas de negociaciones, los referentes de las provincias afirmaron que esta modalidad de explotación de doble horizonte mantendría los plazos de concesión ya establecidos y “no rompería la seguridad jurídica”.

El gobierno de Javier Milei intenta destrabar la aprobación de la Ley Bases en el Senado.

La reforma del 27 bis, pedida por la Ofephi, había logrado incorporarse en el texto anterior al que obtuvo media sanción de Diputados, el pasado 30 de abril. Sin embargo, fue dejada de lado en el proyecto aprobado.

“En un momento la Secretaría de Energía lo había aceptado, se incorporó en el borrador de marzo y en abril, por las fuerzas del cielo, volvió para atrás”, ironizó la fuente consultada.

“Lo que planteamos fue que nos dejen disponer de los convencionales sin interés y que convivan en la superficie porque no vemos inconvenientes en eso. Hay ejemplos de empresas que lo han hecho como acuerdos privados”, agregó en referencia, por ejemplo, a la decisión que tomó Vista, que transfirió la explotación convencional de sus bloques a la empresa Aconcagua Energía a fin de concentrar sus esfuerzos de inversión en Vaca Muerta.

Durante el evento Vaca Muerta Insights, organizado por este medio, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, había expresado su interés en aplicar este cambio a la Ley Bases y había afirmado que era esencial para lograr “monetizar Vaca Muerta”.

“Tenemos una ventana de tiempo y en esa ventana tenemos que otorgar todas las condiciones para que las inversiones vengan y operativamente se puedan extraer los recursos del subsuelo. Poder licitar por capas (formaciones u horizontes geológicos) es fundamental para ganar tiempo”, había manifestado el mandatario neuquino.

Además de evitar el abandono de pozos, esto permitiría abrir el juego a otras empresas interesadas en áreas más pequeñas o con menor rentabilidad, como así también, compartir costos de superficie, mantenimiento de caminos, uso de instalaciones o pago a los superficiarios.

49 artículos

Desde el primer texto de la Ley Bases al actual, se realizaron a pedido de las provincias petroleras al menos 49 reformas a artículos referidos a hidrocarburos y comprendidos dentro del Título VIII de Energía.

En enero, los gobernadores patagónicos -Rolando Figueroa, Alberto Weretilneck (Río Negro), Ignacio Torres (Chubut), Claudio Vidal (Santa Cruz), Gustavo Melella (Tierra del Fuego) y Sergio Zilliotto (La Pampa)- habían expresado tras una cumbre en Villa La Angostura su preocupación por las modificaciones impuestas en el texto original.

Entre éstas, reprocharon que se daba al Poder Ejecutivo atribuciones delegadas a las provincias tras la Constitución de 1994 y garantizadas en la Ley 26.197 (Ley Corta), se modificaban cánones de exploración y explotación o se daba la posibilidad de incrementar al 15% las alícuotas de exportación.

En ese momento, los mandatarios convocaron a la Ofephi para trabajar en subsanar en el texto aquellas diferencias que finalmente fueron tenidas en cuenta luego de varias negociaciones: “Se trabajó bastante en la revisión y en ajustar lo que correspondía sobre autoridades de aplicación nacional o provincial, aunque no tomaron lo que pedimos del 27 bis”, confirmó un integrante de la organización.

, Laura Hevia

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Marzec-Manser, de ICIS: “La Argentina está geográficamente bien ubicada para servir a múltiples mercados de GNL”

Europa logró dejar atrás lo peor de la crisis energética gracias al gas natural licuado (GNL). El reemplazo de las importaciones por gasoductos desde Rusia con importaciones por barco ocurrió relativamente rápido. En el Dutch TTF, principal punto de comercio virtual de gas en Europa, los precios spot cotizan actualmente a € 30 por MWh, o casi US$ 9 por MMbtu. Son precios que están muy por debajo de los precios de pánico de 2022 tras la invasión de Rusia en Ucrania. ¿Terminó la volatilidad en los precios, o sigue habiendo un desequilibrio entre la oferta y la demanda de GNL?. ¿Qué puede esperarse del mercado en los próximos años?.

Tomas Marzec-Manser lidera el área de Gas Analytics en Independent Commodity Intelligence Services (ICIS), una consultora con una larga trayectoria en el seguimiento de los mercados de commodities en Europa y a nivel global. Desde Londres, Marzec-Manser repasó con EconoJournal los cambios en el mercado europeo del gas a partir de la crisis energética, las perspectivas en el mercado global del GNL en los próximos años, los factores geopolíticos que complican al mercado y las oportunidades de la Argentina como exportadora de gas.

Tomas Marzec-Manser, head of Gas Analytics de ICIS.

Los precios del gas natural en Europa se han moderado mucho tras tocar su pico en 2022. ¿Cuáles son los factores detrás de esta relajación en los precios?

-El aumento de precios provocó muchos cambios de comportamiento. Hemos visto caer considerablemente el consumo de gas en Europa y tuvimos muchos cambios en los patrones de consumo. Lo más obvio ha sido el cambio en la demanda de gas por parte de los usuarios finales industriales. Los costes que pagaban eran obviamente muy similares al precio mayorista o estaban directamente relacionados con él. Hemos visto una destrucción de la demanda en algunas partes del sector del gas industrial en Europa. También hemos visto cambios de comportamiento dentro de los sectores residencial y comercial. Por lo tanto, el gas se utiliza principalmente para la calefacción de viviendas o de edificios comerciales y estamos viendo cierta recuperación en esa área, pero ciertamente en el sector industrial aún queda un largo camino por recorrer antes de que podamos hablar de una recuperación. Por otro lado, la reorientación del suministro de gas ha sido significativa. Se pasó de ser un mercado cuya principal fuente de suministro era el gas ruso por gasoducto a encontrarse ahora en una situación en la que el GNL estadounidense es una de las principales fuentes de suministro, aprovechando esos volúmenes para satisfacer unos niveles de demanda más bajos, además de construir nueva infraestructura para facilitarlo, con nuevas terminales de GNL en Holanda, Alemania, Finlandia e Italia. Y un tercer elemento a considerar es que los dos últimos inviernos han sido bastante suaves y la demanda para calefacción no fue tan grande como en años anteriores. Ahora nos encontramos en una situación muy cómoda para el verano. Las unidades de almacenamiento en Europa están mucho más llenas de lo normal para esta época del año y el proceso de llenado que ocurre durante el verano y hasta octubre lo esperamos con mucha anticipación. Eso permite que el precio baje y se reduzca el riesgo.

-¿Terminó la volatilidad?

Diría que el mercado del gas todavía es volátil, hay nerviosismo y riesgo. Como Europa está importando más GNL desde todo el mundo, está más expuesta a los acontecimientos de oferta y demanda en todo el mundo, ya sea la producción de GNL en los EE.UU. o la creciente demanda de GNL en China o eventos logísticos. Hemos visto caer las tasas de utilización del Canal de Panamá debido a los bajos niveles de agua en ese canal. Hemos visto caer la utilización del Mar Rojo y del Canal de Suez debido a la situación en Yemen. Todos estos eventos significan que hay más incertidumbre sobre si ese GNL seguirá llegando, o si la demanda de gas en China aumenta repentinamente y eso puede alejar ese GNL. Así que hay más cosas que pueden impulsar el mercado porque el GNL es una parte mucho mayor del mercado y el GNL, por su naturaleza, es un combustible global.

-En reacción a la crisis energética los gobiernos europeos tomaron medidas como establecer un requisito mínimo de almacenamiento de gas para el invierno o compras conjuntas de gas. Ha habido cierta intervención en los mercados del gas natural. ¿Cree que la U.E. y los gobiernos quieren desmantelar esas intervenciones una vez que se estabilice el suministro de gas para volver a un mercado más liberalizado?

Creo que ese sería el curso de acción correcto. Muchos miembros de la comunidad comercializadora de gas y yo diríamos que las razones por las que llegó más GNL fue por una reacción al precio spot. El precio de mercado hizo lo que un precio de mercado necesita hacer, dirigió el producto al área que más lo necesitaba o redujo la demanda de ese producto para ayudar a igualar la oferta y la demanda. La Comisión Europea introdujo políticas que se basan en eso, pero aún así diría que la verdadera razón por la que el continente europeo pudo pasar los dos últimos inviernos fue el resultado de un mercado del gas que funcionó bien. Claro, los objetivos de almacenamiento ayudan. Da un elemento de certeza en términos de lo que va a pasar. No creo que la compra conjunta tenga un gran impacto en las cantidades globales de gas que realmente se comercializan o entregan. Ayuda un poco a los actores más pequeños del mercado, pero en realidad no es el principal impulsor para que Europa supere el cambio sísmico en sus fuentes de suministro.

-Los contratos a largo plazo son uno de los principales motores de las inversiones en plantas de licuefacción. Pero algunos gobiernos e industrias de Europa han expresado su preocupación por los precios del GNL para la competitividad de sus economías y su producción. ¿Cómo esa tensión ha dado forma a los acuerdos de GNL después del comienzo de la guerra?

Es un desafío realmente interesante que enfrentan muchos consumidores de gas, particularmente los consumidores industriales de gas, y las compañías de gas en Europa. Tienen objetivos climáticos, pero deben combinarlos con la seguridad del suministro. Si pensamos en cuándo entran en juego los objetivos, si los tenemos entre 2020 y 2030 o entre 2030 y 2040, entonces un objetivo a 2040 está a poco más de 15 años de distancia. Lo que implica que, si está comprando gas más allá de su fecha objetivo, sugiere que no va a alcanzar ese objetivo, o que no cree que ese objetivo se mantenga. Indica que tal vez haya una lucha entre los objetivos políticos y la realidad. Creo que eso quedó realmente muy claro en la segunda mitad de 2022 y principios de 2023, cuando el número de contratos a largo plazo firmados por empresas europeas en relación con el resto del mundo fue bastante bajo, cuando era de esperar, dado el shock de oferta, que esos contratos se firmasen con bastante rapidez. En cambio, en ese período vimos una cantidad mucho mayor de contratos a largo plazo de GNL firmados por compradores chinos. Más recientemente, hemos empezado a ver contratos firmados por más jugadores europeos. Hace poco, EnBW de Alemania firmó una carta de intención (Heads of Agreement) con ADNOC de Emiratos Árabes Unidos. No es un contrato, pero es lo que se firma en el período previo a la firma de un acuerdo de compra y venta (Sales and Purchases Agreement). Ha habido también desarrollos similares con contrapartes del Medio Oriente o con volumenes que salen de los EE.UU. Hemos comenzado a ver a participantes alemanes y a otros jugadores dentro de la U.E. acordar contratos a largo plazo, aunque no son los de mayor plazo. Los contratos realmente a largo plazo aún no están siendo firmados por jugadores o consumidores europeos de gas. Los contratos realmente largos están siendo firmados por las oil majors y compañías asiáticas.

-¿Qué tan ajustado está el mercado mundial del GNL?

Nuestra opinión es que el mercado todavía está ajustado. Vemos que los precios más bajos de los últimos meses conducen a compras adicionales en India y China. Pero el mercado está un poco ajustado y eso significa que todavía existe la posibilidad de que los precios suban este invierno en el hemisferio norte. Pero en términos generales no es tan ajustado como en 2022 y 2023. Luego, la dirección hacia donde nos dirigimos, es que el mercado se vuelve muy flexible. Para 2026, creemos que, en última instancia, habrá más oferta que demanda y eso podría durar unos años, hasta el final de la década. Se está entregando un gran volumen al mercado, siendo los principales actores Qatar y varios proyectos estadounidenses, lo que realmente aumenta el tamaño del mercado general y no necesariamente vemos que exista tanta demanda para absorber todo eso. Por lo tanto, esperamos precios más débiles a partir de 2026 y 2027, lo que obviamente beneficiará a los consumidores de gas a nivel mundial.

-Mencionó la ola de proyectos de exportación de GNL en construcción. ¿Ve algún factor que pueda afectar a esos proyectos?

Hemos visto los efectos del régimen de sanciones contra los rusos, particularmente por parte de Estados Unidos. Un proyecto muy grande en Siberia, el proyecto Arctic LNG 2, está operativo, pero simplemente no funciona debido al régimen de sanciones. Diría que los acontecimientos geopolíticos son probablemente una barrera mayor para la ola que comenzará a funcionar a finales de este año y hasta 2027. Esos proyectos ya se están construyendo. Los proyectos que no tienen aún una decisión de inversión financiera, que son aquellos que afectarían la oferta en 2029 o 2030, podrían verse afectados por cosas como las tasas de interés. Pero en los proyectos que ya están en construcción, realmente no vemos retrasos o interrupciones significativas.

-EE.UU. ha suspendido temporalmente la aprobación de nuevos permisos de exportación de GNL. ¿Cómo fue recibido esto en Europa?

Ciertamente, hay algunos en Europa que acogen con agrado la medida. Son los mismos que tienen las mismas opiniones que aquellos que incentivaron al presidente Biden para introducir la pausa, para analizar el impacto ambiental. Desde el punto de vista del precio en el mercado, cuando observamos el precio del TTF en Europa, diría que el impacto de esa política, de esa pausa, sobre el precio no ha sido importante, porque esa pausa solo afecta a los proyectos sin permisos de exportación aprobados y que aún no han comenzado su construcción por falta de una decisión financiera. Con o sin esos proyectos, diría que el pronóstico aun sigue siendo de sobre oferta. Además, todos los proyectos que ya se están construyendo continuarán siendo construidos y se les permitirá exportar, no hay problemas allí. Entonces realmente no cambia el precio, no cambia tanto la imagen del suministro. Pero la pausa plantea cuestiones de incertidumbre en términos de confiabilidad en los Estados Unidos. ¿Cuánto tiempo durará esta medida? Si hubiera contrapartes que esperaban tener al final de la década volúmenes de los proyectos sin permisos autorizados, entonces podría haber algunas preocupaciones allí. Pero, en general, diría que no ha sido un gran shock para el mercado desde la perspectiva de las compañías europeas de gas.

-La logística se convirtió recientemente en un tema importante. Hay algunos conflictos que perturban las rutas marítimas, principalmente en el Mar Rojo y el estrecho de Ormuz. ¿Cómo están afectando esos conflictos a los mercados de GNL?

Ambos conflictos están afectando los flujos de GNL hacia y alrededor de Europa. Creo que es importante recordar que uno es un problema real activo, el del Mar Rojo, y existe el riesgo de que pueda haber un cierre en el Estrecho de Hormuz. Los traders tienen que dar cuenta de un posible cierre o una reducción en los flujos a través del Estrecho de Hormuz. ¿Qué significa desde una perspectiva europea? Qatar es el principal proveedor. La mayoría del GNL que consume Europa y que viene a través del Mar Rojo son volumenes desde Qatar. Qatar rápidamente ha podido redirigir los cargamentos alrededor de Sudáfrica. Por lo tanto, hubo un retraso a corto plazo en algunos de los volúmenes que llegaron cuando el cambio de ruta tenía que suceder. Pero en general no ha tenido un gran impacto. Probablemente haya tenido un mayor impacto en Rusia. La terminal de GNL operativa en Siberia, Yamal LNG, que estaba suministrando clientes en Europa, pero también suministrando clientes en Asia, usaría el Mar Rojo para entregar su gas a la India o China, pero ahora tienen que hacer un viaje mucho más largo para entregar ese gas. A esto se deben sumar las limitaciones, las sanciones a la flota rusa y la confiabilidad para colocar cargamentos adicionales, porque Rusia necesita más barcos si tiene que hacer un viaje más largo para mantener los flujos de GNL al mismo ritmo. Por lo tanto, Rusia probablemente es la que más esta luchando para mantener funcionando su cadena de suministro. Esta realmente se está interrumpiendo porque no pueden conseguir más barcos y tienen viajes más largos para hacer.

-En este panorama global, ¿cuáles son las oportunidades para los productores latinoamericanos de gas natural en el mercado del GNL?

Las oportunidades para los productores en la costa este de América Central o América del Sur son razonables. Hay mucho suministro, pero lugares como Argentina o Trinidad y Tobago están geográficamente bien ubicados para servir a múltiples mercados. Por ejemplo, para los productores de EE.UU. sobre el golfo de México, pasar por Suez o por Sudáfrica, la duración del viaje es muy similar. Por lo tanto, tienen una ventaja geográfica de que pueden satisfacer la demanda o requisitos de sus clientes sin tener que hacer viajes más largos. Creo que esa sería la misma situación para Trinidad y Tobago y creo que sería un tipo de situación muy similar si estuvieras produciendo desde la costa este de Sudamérica, como Argentina. Tiene la opcionalidad de enviar esos barcos hacia el norte, a Europa a través del Atlántico, o en realidad no está tan lejos de pasar por Sudáfrica e ir al mercado asiático. O, de hecho, salir al Pacífico por el extremo sur. Entonces, geográficamente, te da mucha opcionalidad. Vemos lo mismo, por ejemplo, con productores de GNL en la costa oeste de América del Sur. La instalación de producción en Perú, por ejemplo, envía sus cargas a todas partes, es un lugar geográficamente conveniente. Si la producción de Vaca Muerta aumenta y las capacidades del gasoducto Néstor Kirchner aumentan con su segunda fase, eso realmente abre la capacidad de Argentina para vender a muchos clientes. La pregunta que seguiría estando es, con la capacidad que entrará en operación en Estados Unidos, en Qatar, ¿hay suficiente demanda para esa oferta adicional en este momento o digamos en seis o siete años?.

-¿Puede haber una demanda incremental en Asia a partir del cambio del carbón al gas natural?

La cantidad de carbón que Asia consume para generar energía, particularmente en China e India, es enorme. Si todas esas compañías eléctricas pudieran cambiar todas sus centrales eléctricas alimentadas con carbón por centrales eléctricas alimentadas a gas, entonces la demanda de GNL sería enorme. No hay duda al respecto, en términos de necesidades energéticas. Pero creemos, e incluso otros en el mercado también creen, que si bien ambientalmente es mejor quemar gas, hay otras barreras en juego que sugieren que en esos mercados el carbón seguirá siendo el combustible elegido por muchos productores de energía durante muchos años por venir.

, Nicolás Deza

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Raízen llevó a cabo una nueva edición de Espacio Shell

Bajo la consigna “Preparados para ganar”, Raízen, licenciataria de Shell, llevó a cabo una nueva edición de Espacio Shell, el encuentro anual en el que la empresa reúne a toda la red de empresarios y dueños de estaciones de servicio para revisar resultados del ciclo pasado y conocer las novedades y desafíos que marcarán el año para el negocio.

El evento se realizó en el predio de Costa Salguero, en la Ciudad de Buenos Aires, y contó con la presencia de más de 1.300 participantes entre empresarios dueños de estaciones de servicio, aliados estratégicos de marca, líderes de la compañía y todo su staff comercial.

La jornada

El encuentro comenzó con un espacio de recepción en el que los visitantes podían recorrer distintas activaciones y propuestas. Se presentó la nueva imagen para estaciones de servicio, incluyendo a Shell Recharge, la marca de soluciones para electromovilidad que la compañía ofrece en más 40 países.  

Shell Select fue un punto de encuentro y degustación de cafetería y pastelería de primer nivel, con el exclusivo blend cocreado con Nescafé como protagonista. El genio de Shell Box concedió deseos a los visitantes en una activación mágica y luminosa con atractivos premios y regalos, según destacaron desde la firma.

Otro espacio muy visitado fue el de Gaming y Motor Sports donde era posible probar simuladores de Ferrari, Ducati, autos del Turismo Carretera y un juego con butacas y autos a escala para competir en duplas que llenó de pasión el pabellón.

Además, con la Sustentabilidad como norte se compartieron diferentes prácticas y se presentaron propuestas de valor para la red como las soluciones de panelería solar. Shell Music se hizo presente con dos espacios lúdicos y escenográficos para generar recuerdos a través de fotos memorables.

Dentro del sector de conferencias, se sucedieron presentaciones realizadas por profesionales de diferentes áreas de la empresa destinadas a analizar la realidad del negocio, repasar resultados, festejar logros y conocer futuros lanzamientos y planes de marketing.

Esta edición contó además con la participación especial de Guillermo Oliveto, quien compartió su análisis sobre el consumo, el humor social y el comportamiento de los consumidores en el actual contexto.

También, se destacaron a las mejores gestiones del 2023 en diferentes ligas del Programa de Excelencia Shell y quienes ganaron viajarán a Madrid en el mes de agosto a vivir una experiencia premium.

El evento finalizó con una gran cena cuyo plato final fue un show de Soledad que contó con Benjamín Amadeo como invitado especial, precisaron.

Al cierre del evento, Sebastián Pérez Olgiati, director de Retail de Raízen Argentina, agregó: “No puedo estar más feliz con la noche que acabamos de vivir. Este día siempre es un momento muy esperado por quienes somos parte de esta familia. Estamos atravesando sin dudas un momento de cambio, de reseteo”.

Asimismo, precisó: “Cambiaron las reglas del juego y tenemos que jugar un nuevo partido. Pero, así como el año pasado sorteamos innumerables obstáculos y fuimos exitosos, no tengo dudas de que esta noche encendimos más de 1.300 motores que están preparados para ganar”.

, Redaccion EconoJournal

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Milicic Minería participará en la Expo San Juan 2024

Milicic Minería tendrá su stand C-49 C-52, ubicado en el Pabellón 1, donde expondrá los principales desarrollos de la industria minera en los que ha contribuido. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán participar en trivias interactivas y ver videos informativos que detallan las acciones de la empresa en sus proyectos y comunidades.

“Seremos anfitriones de todos aquellos que quieran visitarnos en nuestro stand para compartir nuestra visión del desarrollo económico y social de este pujante sector, desde el espacio que ocupamos en la cadena de valor”, señaló Gustavo Mas, gerente Comercial de Milicic.

“Además de mostrar nuestras tareas en los proyectos y el trabajo que se realiza en las comunidades, personal de las áreas de Abastecimiento y Recursos Humanos estarán en el stand para atender solicitudes y consultas sobre proveedores, compra y mano de obra local”, sostuvo Agustín García Salazar, gerente de Proyectos de Milicic Minería.

La exposición

Celebrada de forma bienal en la provincia de San Juan, esta exposición oficia como uno de los puntos de encuentro centrales para la industria. La presencia de empresas mineras, proveedores, representantes del exterior y actores clave del ámbito público y privado da la oportunidad de conocer a fondo la actualidad de una industria con grandes perspectivas.

“La Expo San Juan Minera es una gran oportunidad para entrar en contacto con actores de la industria en un momento en que la transición energética y los recursos requeridos para llevarla adelante se ubican en el centro de la escena. En ese sentido, la Argentina cuenta con una posición de privilegio ya que ostenta varios proyectos de clase mundial, principalmente de cobre y de litio”, agregó Gustavo Mas.

En la provincia de San Juan, Milicic presta servicios mineros para Barrick en la mina de cobre Veladero, y recientemente finalizó el desarrollo de una nueva etapa en el Proyecto Josemaría para DeProMinSa – Lundin Mining. Su primera experiencia minera en la provincia fue para Minas Argentinas y Mineros S.A., en el Proyecto Gualcamayo.

En el mercado del litio, Milicic Minería desarrolla tareas en Proyecto Sal de Oro en Salta para Posco SAU, en Proyecto Fénix en Catamarca para Arcadium Lithium, y recientemente se ha sumado a Proyecto Rincón en Salta para Río Tinto. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires, y en La Calera, provincia de San Luis.

, Redaccion EconoJournal

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EXCLUSIVO: Las pérdidas de YPF en Santa Cruz durante 2023 hacen presagiar un futuro complejo para la actividad petrolera en la provincia  

YPF anunció que en el transcurso de este año se retirará de unos 55 campos convencionales ubicados en varias provincias petroleras, entre las que se encuentra Santa Cruz. La intención de las petrolera bajo control estatal es concentrar su actividad en Vaca Muerta y ceder la explotación de esos yacimientos maduros a compañías independientes de menor tamaño que puedan eficientizar la producción de esas áreas. A partir de un acuerdo prácticamente cerrado con el gobernador Claudio Vidal, es casi un hecho que la mayoría de las concesiones de YPF se revertirán a la provincia, que deberá gestionarlos a través de la compañía provincial estatal Fomicruz para volver a cederlos a compañías privadas bajo un formato aún no definido.

En las últimas semanas Vidal recibió a numerosas firmas interesadas en los activos que dejará la compañía que preside Horacio Marín. Sin embargo, las pérdidas cuantiosas que registraron esos yacimientos el año pasado permiten presagiar un futuro complejo para la actividad petrolera en la provincia. Es que los números de negocio hidrocarburífero en esas concesiones son preocupantes. Tanto que no es descabellado afirmar que de los más de US$ 400 millones que invirtió la empresa en la provincia durante 2023, cuando la organización estaba a cargo del santacruceño Pablo González, que en las elecciones de octubre pasado intentó sin suerte llegar al Senado de la Nación, cerca del 75% arrojó resultados antieconómicos. Para decirlo en blanco sobre negro: en tres de cada cuatro pozos que perforó en Santa Cruz, YPF perderá plata. Es decir, la compañía hundió dinero en esos proyectos.

Números en rojo

EconoJournal accedió en exclusiva a las cifras de producción de los pozos que perforó la compañía durante 2023 en sus principales concesiones en el distrito: Cañadón León – Meseta Espinosa, Los Perales – Las Mesetas y Cañadón La Escondida Las Heras. La rentabilidad de los proyectos está calculada en función del crudo Cañadón Seco que se produce en el norte de Santa Cruz, que en la actualidad ronda los 75 dólares por barril.

Según datos de la Secretaría de Energía y de la propia YPF, en esos tres yacimientos se realizaron en total 95 workover (reparaciones de pozos) con solo 23 resultados positivos (24,2%). Las reparaciones generaron un incremento del caudal inicial promedio de apenas dos metros cúbicos diarios (m3/día) de petróleo, cuando para ser rentable deberían haber sido unos 10 m3/día de crudo. A su vez, la recuperación final estimada por cada workover realizado (EUR, según la sigla en inglés) ronda los 2500 m3 de petróleo en promedio contra un mínimo necesario de 5500 m3 para alcanzar la rentabilidad.

Como parte de la campaña de perforación en 2023, en las tres concesiones analizadas YPF perforó 83 pozos nuevos con cuatro equipos de drilling en actividad. Apenas 20 de ellos consiguieron resultados positivos (un 24,1% del total). El caudal inicial promedio de los 63 restantes que anotaron resultados ‘no-económicos’ fue de 8 m3/día de petróleo, contra un media necesaria de 20 metros cúbicos para ser económico. La acumulada promedio de esos pozos proyecta 8000 m3 contra un mínimo necesario de 13.000 m3 para que el negocio sea rentable.

Fuente: EconoJournal

El costo de desarrollo de los yacimientos de Santa Cruz está en varios casos por encima de los 45 dólares por barril cuando para ser rentable debería ubicarse por debajo de los 30 dólares. Por ejemplo, en Las Heras el OPEX (Operational expenditures) se ubicó el año pasado en 49,6 dólares y en Los Perales en 46,3 dólares. En Cañadón Seco y El Trébol el costo promedió 39,7 y 39,4 dólares, un poco menos, pero igual muy por encima de lo necesario para que el negocio sea rentable.

YPF ya dejó en claro que se va de Santa Cruz. “Queremos terminar el proceso (de cesión de áreas), que dependerá de las aprobaciones de las provincias, el 1 de septiembre. Las cosas se hacen rápido o no se hacen. Quizás puede ser antes. El 1 de septiembre no estaremos en ninguna de las áreas”, aseguró Marín el 17 de abril en el foro Vaca Muerta Insights, evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal.

Horacio Marín, CEO de YPF, y Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz.

En ese contexto, la provincia enfrenta un escenario complejo porque para hacer rentable los yacimientos citados se va a tener que gestionar la operación de los pozos con mayor eficiencia y eso va a requerir de una discusión profunda en torno a cómo optimizar los costos de producción en la cuenca.

Estadísticas por yacimiento

Con los precios actuales que se paga por el crudo de Santa Cruz, para que un pozo sea rentable se debe obtener un caudal inicial de 10 m3/día de petróleo cuando se realiza una reparación de pozo y de 20 m3/día cuando se lleva adelante una perforación. A su vez, la recuperación final estimada debería alcanzar un mínimo de 5.500 m3 diarios promedio en la reparación y 13.000 m3 en la perforación. Las cifras que se obtuvieron durante el año pasado están muy por debajo de esos valores.

En el yacimiento Cañadón León – Meseta Espinosa se realizaron 22 reparaciones y solo 7 arrojaron buenos resultados (31,8%). Se obtuvo un caudal inicial promedio de 2 m3/día y se proyecta una recuperación acumulada promedio de 2500 m3 de petróleo. En el mismo período se realizaron 46 perforaciones y apenas 6 arrojaron resultados positivos (13%). El caudal inicial promedio fue apenas de 4 metros cúbicos diarios y la acumulado promedio está proyectada en 8000 m3.

En el yacimiento Los Perales – Las Mesetas se realizaron 45 workover y solo 9 dieron buenos resultados (20%). En total se obtuvo un caudal inicial promedio de 2 m3/día y una acumulada promedio de 3000 m3. En el caso de las perforaciones, sobre un total de 22 sólo 7 dieron buenos resultados (31,8%). El caudal inicial promedio fue de 9 m3/día y la acumulado promedio proyecta los 6500 m3 diarios.

En el yacimiento Cañadón La Escondida – Las Heras se realizaron 28 workover con 7 resultados positivos (25%). El caudal inicial promedio de cada intervención fue de 2 m3/día. A su vez, se hicieron 15 perforaciones y 7 dieron buenos resultados (46,6%). El caudal inicial promedio fue de 11 m3/día.
, Redaccion EconoJournal

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Techint construye en Chile la primera planta desalinizadora para abastecer operaciones mineras con agua de mar

Techint Ingeniería y Construcción está llevando adelante en Chile los dos proyectos más grandes de su historia en ese país, ambos relacionados con la provisión de agua de mar desalada, en reemplazo del agua de la cordillera, para contribuir a la sustentabilidad de la industria minera. En el pico de construcción, ambas obras generarán 10.000 empleos, de los cuales casi 200 son argentinos expatriados para el proyecto. Las obras permitirán a la industria minera en Chile hacer frente a la crisis hídrica que esta impactando en sus operaciones. Uno de los proyectos tiene una fecha estimada de finalización en enero de 2026, según pudo saber EconoJournal.

La empresa constructora del Grupo Techint está ejecutando los proyectos SADDN y C20+ en el norte de Chile. El presidente del Grupo Techint, Paolo Rocca, visitó recientemente ambas obras y destacó las oportunidades que se abren en el país para la compañía. «Chile va a necesitar sustituir el agua de la cordillera con agua de mar desalada para todo su desarrollo de cobre y de litio. Hay mucho más para hacer. La experiencia que estamos ganando en estos proyectos complejos es única”, sostuvo Rocca.

Proyecto SADDN para Codelco.

Chile es el mayor productor de cobre en el mundo, tiene el 28% de las reservas a nivel mundial, y gran parte de esta producción viene de minas ubicadas en el desierto de Atacama y el norte del país. Atacama es el desierto más árido del mundo: pueden pasar años sin una gota de lluvia. Está a 2000 metros sobre el nivel del mar (msnm) y en algunos puntos llega a los 6000.

Planta desalinizadora

Para hacer frente a esa realidad, dos clientes adjudicaron proyectos a Techint Ingeniería y Construcción. Uno de los proyectos implica la construcción de una planta desalinizadora de agua de mar y un sistema de transporte del agua para Codelco, la principal productora de cobre del mundo. Esta es la obra que tiene una fecha tentativa de finalización en enero de 2026.

El proyecto SADDN consiste en el desarrollo de la ingeniería y construcción de una planta desalinizadora de ósmosis inversa, con obras marinas de captación de agua de mar y un sistema de impulsión de agua de 160 km en 48 pulgadas. La construcción demandará más de 5000 trabajadores en su punto de máxima actividad. Está previsto que la planta suministre agua a tres grandes minas del norte: Radomiro Tomic, Chuquicamata y Ministro Hales.

La planta desalinizadora tendrá una capacidad de diseño inicial de 840 litros por segundo y con potencial de expansión a 1.956 litros por segundo. Los trabajos contemplan obras marítimas, el sistema de impulsión de agua, un sistema de distribución de agua para cada mina, un reservorio y la infraestructura eléctrica vinculada.

Obras en la planta desalinizadora para el proyecto SADDN.

El agua de mar será captada mediante dos tuberías que se extenderán 740 metros océano adentro. Cuando el agua llegue a la planta desalinizadora, pasará por un sistema de membranas semipermeables y, a través del proceso de ósmosis inversa, las sales serán separadas del agua. La salmuera será devuelta al mar mediante un emisario de 550 metros de cantidades reguladas, con el uso de difusores para preservar el medio ambiente. El agua desalinizada y con calidad industrial será bombeada hasta más de 3.000 msnm.

En paralelo, Techint está avanzando con el proyecto C20+ para Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi (CMDIC), la segunda faena minera más grande de Chile y uno de los depósitos de cobre más grandes del planeta. El proyecto consiste en la construcción de un ducto de 44” pulgadas de diámetro y 195 km de extensión para el transporte de agua desde el mar hasta el proyecto, ubicado a 4680 msnm. Contará con un sistema de impulsión de aguas, compuesto por cinco estaciones de bombeo, seis estaciones de drenaje y una estación terminal. En el pico de obra, demandará la incorporación de más de 5000 trabajadores.

Proyecto C20+ para CMDIC., Nicolás Deza

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YPF acelera la venta de yacimientos convencionales: espera recibir ofertas por las áreas a principios de junio

Del cronograma que YPF comunicó a las empresas que participan del proceso de traspaso de 55 áreas convencionales concesionadas a la petrolera bajo control estatal, se desprende que la compañía que preside Horacio Marín quiere acelerar su salida de campos maduros ubicados en Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Río Negro, Neuquén y Tierra del Fuego. Según pudo confirmar EconoJournal en base a fuentes privadas, YPF espera recibir las ofertas vinculantes (binding offers) el próximo viernes 7 de junio.

Eso implica que la compañía está confiada en poder recibir propuestas económicas en firme —lo que implica que las empresas interesadas están en condiciones de ofrecer garantías y cauciones de oferta— en apenas tres semanas. Son plazos apretados. Por eso, fuentes consultadas por este medio que participan del proceso que lleva adelante el banco Santander especulan que más cerca de la fecha en cuestión YPF podría extender un poco más los plazos para incentivar una mayor participación.

Desde YPF evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio e indicaron que hasta el momento el proceso está en cabeza del Santander, quien está trabajando en el ida y vuelta con las empresas interesadas. Más allá de eso, allegados a la compañía se mostraron confiadas en recibir un buen caudal de ofertas. Hasta ahora más de 70 compañías firmaron un acuerdo de confidencialidad (NDA, por sus siglas en inglés) para acceder al Data Room con los datos económicos y geológicos de los bloques en cuestión. Se descuenta la participación de compañías como Aconcagua, Capsa-Capex, Pecom, PCR, CGC, Crown Point y Oilstone, entre otras.

YPF denominó al proceso de venta de las 55 campos maduros como “Proyecto Andes” y estructuró la venta a través de clúster y no por áreas. El viernes 5 de abril el banco Santander le envió a las empresas el detalle de los activos que busca desprenderse antes del 1° de septiembre de este año, tal como lo detalló el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

La petrolera considera que no resulta eficiente ni rentable producir petróleo en los yacimientos maduros que ya transitaron su momento cumbre de producción, por lo que otros operadores más pequeños pueden darle continuidad a la actividad.

Los detalles del “Proyecto Andes”

El “Proyecto Andes – Oportunidad de inversión en gas y petróleo convencional” fue definido por YPF como uno de los pilares del plan 4×4 que estableció Marín en su propuesta de crecimiento a futuro. “YPF avanzará en un proceso de cesión del 100% de su participación en ciertos grupos de concesiones de explotación convencional”, precisó la compañía previo a su portafolio de activos.

En dicha documentación se detalló la forma en la que quedaron integrados los clústers (grupos) de bloques en cada una de las empresas. El paquete que diseñó YPF tiene como objetivo que en un mismo clúster convivan áreas de mayor interés con otras que poseen un menor potencial.

“Yo me formé en las empresas de los campos maduros que estoy convocando. Es un proceso natural. En las áreas se invertían 1.000 millones de dólares más los costos operativos. Hoy YPF tiene 1.700 millones de deuda e invierte 5.000 millones de dólares. ¿Quieren que YPF se dedique a los campos maduros y Vaca Muerta quede dormido?”, expresó hace algunas semanas Marín en el foro Vaca Muerta Insights, evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal.

YPF colaborará de forma activa con el desarrollo local y garantizará los puestos de trabajo durante la transición, entendiendo que este proceso dinamiza la industria en su conjunto, ya que nuevas pymes locales podrán dar trabajo y desarrollo a cada región explotando áreas que de otra manera no podrían hacerlo”, remarcó la compañía con mayoría accionaria estatal.

Clúster y áreas

En Mendoza, YPF aspira a retirarse de 14 áreas convencionales, que fueron divididas en tres clústers: Mendoza Norte, agrupa a los bloques maduros Barrancas, Río Tunuyan, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana y Vizcacheras. La producción total de Mendoza Norte, ubicado sobre la cuenca Cuyana, es de 11.725 barriles diarios de petróleo (bbl/d), mientras que suma 99 km3/d de gas.

Mendoza Sur, que está también en la cuenca Neuquina, contiene El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chuhuido de la Salina S y Concluencia Sur. Produce 2.090 bbl/d de crudo y 844 km3/d de gas. El clúster Llancanelo cuanta con las áreas Llancanelo y Llancanelo R y produce 1.818 bbl/d de petróleo y 2 km3/d de gas.

Por su parte, Río Negro (dos campos) tiene el clúster SP-PB con el área Señal Picada – Punta Barda, que produce 4.022 bbl/d de petróleo y 86 km3/d de gas y el clúster EFO, donde está el campo Estación Fernández Oro, con una producción de 1.389 bbl/d de crudo y 890 km3/d de gas.

En tanto, Chubut (cinco campos) tiene el clúster El Trébol con el área El Trébol – Escalante, con 7.112 bbl/d de petróleo y 38 km3/d de gas, y el clúster Campamento Central – Cañadón Perdido con el área homónima, que alcanza los 1.546 bbl/d de crudo y 5 km3/d de gas. Además, Chubut cuenta con el clúster que agrupa a las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga con 416 bbl/d de petróleo y 15 km3/d de gas.

La provincia de Neuquén (siete áreas) tiene Neuquén Norte que agrupa los campos maduros Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas y produce 2.665 bbl/d de crudo y 121 km3/d de gas. El clúster Neuquén Sur con Al Norte del Dorsal, Octágono y Dadin y tiene una producción de petróleo de 1.266 bbl/d y 419 km3/d de gas.

Por último, Tierra del Fuego (dos bloques) tiene las áreas en un mismo cluster (TDF) con los campos Poseidón y Magallanes, con una producción de 1.693 bbl/d de crudo y 1.131 km3/d de gas.

, Mauricio Luna

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Aconcagua Energía consolida su modelo de negocio integrado: registró un EBITDA de 14 millones de dólares

La empresa Aconcagua Energía, sexta productora de hidrocarburos líquidos de Argentina, presentó los resultados que obtuvo durante el primer trimestre del año. En este sentido, la compañía informó que  logró un EBITDA ajustado de U$S 14 millones, lo que representa un incremento de 10,1 veces respecto del mismo período 2023.

Por otra parte, las ventas del Q1 de 2024 ascendieron a U$S 42,4 millones resultando 10,0 veces superiores a las ventas del mismo período en 2023. Estos datos surgen de la presentación realizada por los ex ejecutivos de YPF y fundadores de Aconcagua Energía, Diego S. Trabucco y Javier Basso, ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).

La producción total promedio de hidrocarburos durante el primer trimestre de 2024 alcanzó los 13.557 barriles equivalentes por día.

Resultados

En la presentación, desde la compañía destacaron la mejora en la calificación crediticia que realizó la agencia Fix SCR. E indicaron que «fue consecuencia del crecimiento sostenido (cambio de escala) y la solidez de su Modelo de Negocio como compañía de energía integrada».

En este proceso, la empresa sumó nuevos colaboradores a su staff profesional, que le permiten maximizar su EBITDA ajustado, tal como expresó en sus resultados del primer trimestre del ejercicio 2024.
«Desde que inició sus operaciones en 2016, Aconcagua Energía ha mostrado un crecimiento armónico y sostenido, en producción de petróleo y gas, reservas, generación de energía, ventas e ingresos. Asimismo, la compañía ha mejorado permanentemente su participación en el mercado interno y externo, diversificando sus clientes, e integrando servicios claves para una mejor gestión de costos», destacaron desde la firma.

Aspectos destacados

• Producción de hidrocarburos: incremento de +75% en petróleo y +244% en gas.

• Ventas en hidrocarburos líquidos: aumento de las ventas en el mercado interno en un +55%, e incremento de +728% en exportaciones de petróleo.

• Ventas en hidrocarburos gaseosos (gas): aumento de +270% en ventas al mercado interno.

Ingresos totales: ingresos por ventas de +899%, explicados por una mejora en las áreas de Mendoza y Río Negro, y la incorporación de producción de las áreas convencionales adquiridas a Vista Energy.

• Costos de extracción: mejora continua en la eficiencia de costos gracias al Modelo de Negocio Integrado de Aconcagua. Durante el primer trimestre de 2024, alcanzó un lifting de 22,2 usd/boe manteniendo la misma eficiencia respecto del mismo período del año 2023 el cual fue de 22,3 usd/boe.

• Apalancamiento: en materia financiera y conforme con la política de endeudamiento máximo definida por sus accionistas (2,5x) para crecimiento orgánico, el nivel de apalancamiento Deuda/EBITDA ajustado fue de 2,3x.

• Inversiones: en el Q1 2024 Aconcagua Energía realizó inversiones por U$S 39 millones en actividades que incluyeron infraestructura, workovers y perforación de pozos. Lo que representó un incremento de +40% respecto a las realizadas en el Q1 2023.
Inversiones.

En materia de inversiones Aconcagua Energía inició el año 2024 con la campaña de perforación en la Cuenca Neuquina, del lado mendocino, operando y perforando con el equipo de torre propio A-301. Los pozos Sr.x-1001 y SR-10 (bis) ST, son los dos primeros pozos perforados por Aconcagua en Mendoza, utilizando el A-301, terminado con el equipo de WO propio A-201, y puesto en producción a través de Aconcagua Energía Servicios (AENSSA).

Ambos pozos pertenecen al yacimiento Confluencia Sur, área en la que no se registraba actividad de perforación desde el año 2017.

Por otro lado, en el área de Catriel Viejo, en Río Negro, se encuentran trabajando dos equipos en forma simultánea, entre ellos el perforador propio A-301, ejecutando la perforación y terminación de los pozos de desarrollo MMo-1002, MMo-1003 y MMo-1004, producto del descubrimiento obtenido el último trimestre 2023 con el pozo exploratorio MMo.x-1001.

Esta actividad forma parte de la campaña de perforación 2024 y 2025 en la cuenca neuquina, con cinco equipos de pulling/workover y un equipo perforador trabajando en los yacimientos ubicados en las provincias de Río Negro, Neuquén y sur de Mendoza.

Cabe destacar que, durante el Q1 de 2024, las empresas del grupo Aconcagua Energía incorporaron 130 colaboradores directos para potenciar sus operaciones.
Además, durante el primer trimestre de 2024 la empresa continuó estableciendo alianzas con diferentes organizaciones e instituciones académicas, deportivas y sociales en pos de llevar adelante programas de formación y fortalecimiento educativo, social y deportivo en las tres provincias donde opera, según precisaron.

Se prevé que, durante los ejercicios 2024 y 2025, su resultado bruto será negativo como consecuencia de la naturaleza del acuerdo celebrado con Vista Energy. Sin embargo, este resultado se irá revirtiendo al momento de la extensión de las concesiones en proceso, como así también con la finalización de la transacción celebrada Vista Energy.

Por otro lado, respecto a lo mencionado anteriormente, Aconcagua se encuentra consensuando reuniones técnicas con las autoridades de aplicación de Río Negro para determinar condiciones relacionadas con la extensión de las concesiones, las cuales se espera que sean acordadas en los próximos meses.

, Loana Tejero

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Zona Fría: Caputo salda toda la deuda con las distribuidoras de gas

El ministro de Economía, Luis Caputo, saldará entre este martes y miércoles la deuda con las distribuidoras de gas natural por red por los meses impagos del régimen previsto por la Ley 25.565 de Zona Fría, un programa creado en los ´90 y ampliado en 2021, según el cual la mitad de los usuarios del país abonan una tarifa más baja por el servicio porque tendrían un mayor consumo por estar ubicados en áreas de baja temperatura. Bajo este régimen, los usuarios pagan una parte del precio del gas (descuento entre un 30% y un 50%) y luego el Estado reintegra esa bonificación a las distribuidoras.

La deuda de Caputo con todo el segmento -que incluye a las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Cuyana, Ecogas, Gasnor, Litoral Gas y a más de 40 subdistribuidoras del país- era por los meses de enero, febrero y marzo y ascendía a $ 10.000 millones. Según pudo recopilar este medio de distintas fuentes del sector privado, las distribuidoras todavía no habían sido notificadas por el Palacio de Hacienda. Sin embargo, allegados al ministro Luis Caputo confirmaron a EconoJournal que los reintegros hacia las distribuidoras se saldarán entre martes y miércoles. La deuda acumulada puso en jaque a más de 40 subdistribuidoras que abastecen a pequeñas localidades en todo el país.

El régimen de Zona Fría no funciona con fondos del Estado. Se solventa a través de un fideicomiso que administra el Ministerio de Economía, que -a su vez- recibe fondos de aportes que hacen todos los usuarios del país mediante un cargo en la tarifa de alrededor de un 5% del precio del gas. Es decir, al pagar la factura de gas cada usuario hace un aporte para solventar el régimen de Zona Fría. Luego, con lo recaudado, el Palacio de Hacienda sólo ejecuta los reintegros a las distribuidoras.

El esquema de reintegro a través de un fideicomiso está diseñado para que el Estado no tenga que afrontar con fondos propios la subvención a las tarifas de gas para los hogares ubicados en áreas de bajas temperaturas. En 2021 este régimen se amplió fuertemente pasando de 800.000 a incluir 4.000.000 de usuarios, es decir, la mitad de los hogares del país.

Con el freno de Caputo a cancelar los reintegros de la Zona Fría, el conjunto del segmento de distribución de gas -se incluyen a las distribuidoras y subdistribuidoras- se encontraba bajo una fuerte incertidumbre.

Zona Fría

El esquema de Zona Fría no funciona como un subsidio común, ya que primero lo afronta el segmento de distribución y luego el Ministerio de Economía reintegra esos fondos. Comenzó en los ´90 y originalmente fue una medida para la Patagonia, pero en 2021 el cristinismo lo amplió a la mitad de los usuarios de gas del país a través de la aprobación de la Ley 27.637, sin discriminar la condición socioeconómica de los hogares. El subsidio ahora alcanza a más de 4 millones de usuarios ubicados en el centro del país, como las provincias de Córdoba, Mendoza, buena parte de Buenos Aires y llega hasta casi Rosario.

El régimen de Zona Fría (Ley 25.565 y 27.637) representaba un 50% de las facturas de los usuarios de la Patagonia. Con la ampliación de 2021 a la mitad de los usuarios del país, el margen del descuento final se ubicó entre un 30% y un 50%, según el volumen de consumo. La bonificación es sobre el total del monto de las boletas, excluyendo los impuestos.

, Roberto Bellato

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Vence el plazo para aceptar la oferta de renegociación de la deuda millonaria que acumuló el Estado con generadoras y petroleras

Este miércoles vence el plazo perentorio de cinco días que el gobierno otorgó a empresas petroleras y generadoras de energía para que informen si aceptan la oferta de reestructuración de la deuda millonaria que acumuló el Estado durante el primer cuatrimestre del año al no pagar los costos de producción de electricidad y gas natural. Así lo establece el texto de la resolución 58 de la Secretaría de Energía, publicada el martes de la semana pasada.

La situación tiene en vilo a los máximos referentes privados del sector energético, que a horas de que venza el ultimátum que fijó el Ministerio de Economía mantienen el interrogante acerca de si validarán las condiciones de renegociación que puso sobre la mesa el Ejecutivo.

EconoJournal pudo confirmar que ayer existió una reunión privada entre los máximos directivos de empresas productoras de gas y generadoras eléctricas —incluso asistieron los accionistas de compañías locales— para intentar fijar una posición común frente al tema. Del encuentro participaron representantes de grandes empresas argentinas que aún no suscribieron el acuerdo redactado por el Palacio de Hacienda, como Pampa Energía, Tecpetrol, CGC, Central Puerto y MSU Energy, entre otras.

Según pudo relevar este medio de fuentes privadas a última hora del martes, la mayoría de las empresas (entre las que se incluye también a firmas multinacionales como TotalEnergies, Wintershall Dea y la norteamericana AES) no está dispuesta a aceptar los términos propuestos por Economía, que para las generadoras prevén una quita del 50% del capital que está en juego, que ronda los US$ 1200 millones.

Para las petroleras que tienen acreencias acumuladas bajo el paraguas del Plan Gas, el programa que contractualiza la producción y comercialización de la mayor parte del gas que se extrae en la Argentina, el recorte es todavía más grande y supera al 70 por ciento. Por eso, algunas petroleras que ya firmaron el acuerdo de reestructuración por las acreencias a su favor por la provisión de gas a Cammesa, la compañía mixta que se encarga del despacho de energía eléctrica, que es controlada por el gobierno, no están dispuestas a aceptar la propuesta referida a la renegociación de la deuda del Plan Gas.

La oferta de Economía

En rigor, la oferta diseñada por Economía prevé, para el caso de las generadoras, que los privados que presten conformidad reciban un bono en dólares AE38 (que cotiza un 50% bajo la par) por la deuda de Cammesa correspondiente a las transacciones de diciembre y enero (pagadera en febrero y marzo respectivamente), mientras que la deuda referida a la transacción de febrero (que se liquida en abril) se pagarán en pesos con fondos que ya están depositados en la cuenta de compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Para el caso de la deuda que acumuló el Estado por no pagar el Plan Gas, la quita (haircut) es mayor porque implica que las petroleras acepten el bono AE38 por las deudas de todo el trimestre (diciembre-enero-febrero). “Por eso, el recorte termina siendo superior al 70% del capital adeudado”, explicó un alto directivo de una petrolera que estaba al tanto de la reunión de ayer.

“Además, la propuesta del Ejecutivo no incluye la cancelación de los pagos definitivos del Plan Gas que dejó pendientes el gobierno anterior (el programa contempla un pago provisorio por el 85% del gas entregado por las productoras un mes después de que el fluido se inyecta en el sistema y un pago definitivo por 15% restante una vez que se auditan bien los volúmenes de producción). En algunos casos nos deben fondos desde 2022 y durante todo 2023”, agregó.

Más allá de lo cuantitativo, las empresas miden cuánto incidiría a futuro validar la propuesta del gobierno. En los hechos, implicaría aceptar una medida que no tiene antecedentes en el pasado. También hacerlo, además, en forma obligada por una resolución de la Secretaría de Energía y no por un acuerdo voluntario con el Ejecutivo. “Imaginate el antecedente que dejaríamos a futuro. Si un gobierno liberal como el de (Javier) Milei nos aplica una quita del 50%, qué se animarían a hacer gobiernos más estatistas si en unos años cambia el signo político”, se sinceró el gerente general de una empresa.

Aún así, ninguna de las fuentes consultadas por este medio se animó a asegurar que hacia el final del miércoles no existirá algún tipo de acuerdo con el gobierno. “Es un escenario dinámico que puede cambiar de un momento a otro. La vocación de los privados fue siempre buscar una alternativa”, concluyeron desde una generadora eléctrica. Economía espera que algunas empresas privadas – tanto generadoras como productoras- sigan firmando a lo largo del día de hoy la propuesta oficial.

, Nicolas Gandini

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Lula despidió al CEO de Petrobras y designa a una ex funcionaria de Dilma Ruosseff al frente de la petrolera

La interna a cielo abierto entre el gobierno del Brasil y la conducción de Petrobras por la política de pago de dividendos a los accionistas finalmente se saldó ayer con la salida de su CEO, Jean Paul Prates. El presidente Lula da Silva promoverá en el cargo a Magda Chambriard, una ex funcionaria del área energética durante la presidencia de Dilma Rousseff. Las acciones de la petrolera sufrieron un fuerte retroceso este miércoles frente a la perspectiva de una mayor intervención del gobierno en la petrolera. En cuanto al impacto que la salida podría tener para la Argentina, Prates había desempeñado un papel relevante para cerrar el memorando de entendimiento entre Petrobras y Enarsa para abastecer de gas al norte argentino durante el invierno.

Petrobras informó el martes por la noche que Jean Paul Prattes solicitó su renuncia anticipada tanto al cargo de CEO como a su silla en el Consejo de Administración de la petrolera. El ahora ex titular de la empresa había mantenido por la tarde una tensa reunión en el Palacio del Planalto con los ministros de la Casa Civil y de Minas y Energía. «Mi misión fue interrumpida prematuramente ante la alegre presencia de Alexandre Silveira y Rui Costa. No creo que haya ninguna posibilidad de reconsideración. Lo anunciarán en breve», comunicó Prates a sus asesores cercanos poco después de la reunión, según el diario Folha de Sao Paulo.

La noticia fue mal recibida en las bolsas de San Pablo y de Nueva York. Las acciones de Petrobras en Wall Street cayeron hasta un 9% el martes por la noche. Al cierre de esta nota cotizan con un retroceso de 7,4%.

Mayor intervención

La caída de las acciones responde a la perspectiva de un mayor alineamiento de la petrolera con el poder ejecutivo. Lula objetó e intervino para frenar un pago de dividendos extraordinarios a los accionistas de Petrobras.

Con el visto bueno de Prates, el consejo directivo de la compañía había impulsado repartir entre los accionistas la mitad de los ingresos extraordinarios que Petrobras obtuvo en 2023. Los ingresos netos de la petrolera ascendieron a 124.600 millones de reales en 2023, el segundo mayor de su historia, luego del récord de 188.300 millones registrado en 2022.

Pero en marzo el Consejo de Administración de la empresa, que es controlado por el gobierno, votó a favor de retener todos los dividendos extraordinarios. Este monto representaba unos 43.000 millones de reales. Prates se abstuvo de votar, atizando aún más la interna política que mantiene con el ministro Silveira por motivos que exceden este caso puntual.

Lo llamativo del caso es que finalmente el Consejo de Administración dio el visto bueno para que la Asamblea General Ordinaria tratase un reparto del 50% de los dividendos extraordinarios con los accionistas. La asamblea votó a fines de abril distribuir 21.950 millones con los accionistas. El Consejo de Administración argumentó que, por el aumento del precio del barril de petróleo, la capacidad de financiación de los proyectos de la empresa aumentó del 65% al ​​85%.

Perfil de la futura CEO

El ministro de Minas y Energía se reunió este miércoles por la mañana con Magda Chambriard, la figura elegida por Lula para la presidencia de Petrobras.

Magda Chambriard, la candidata a CEO de Petrobras.

Chambriard es una ingeniera con más de 40 años de experiencia en el sector energético. Fue una empleada de carrera en Petrobras, donde trabajó durante 22 años hasta ingresar en 2005 a la Agencia Nacional del Petróleo (ANP), el ente regulador del petróleo, gas y combustibles del Brasil. En 2012 llegó al cargo de directora general de la ANP, en la primera presidencia de Dilma Rousseff.

Medios del Brasil consignan que Chambriard manifestó en el pasado críticas a la decisión de Petrobras de focalizar su crecimiento en la explotación de los yacimientos del presal. En cambio, es una fuerte defensora de la exploración y producción de petróleo en las aguas profundas en el Margen Ecuatorial, sobre el litoral del norte del país.

, Nicolás Deza