Nucleoeléctrica Argentina, operadora de las tres centrales de generación nuclear del país, alcanzó durante 2024 una nueva marca histórica de generación eléctrica neta anual.
De esta manera, las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse generaron 10.449.015 MWh, lo que representa el 7,35 % del total de energía generada en el país durante el año pasado, se informó.
Además, en julio la empresa logró un nuevo récord mensual de generación eléctrica, alcanzando 1.174.116 MWh en un solo mes.
Durante 2024, la generación nuclear en Argentina continuó superando sus propias marcas y alcanzando niveles de excelencia, lo que permitió lograr incrementos sostenidos en su producción y establecer nuevos récords de generación.
Nucleoeléctrica opera las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse, que en conjunto suman una potencia instalada de 1.763 MW, aportando aproximadamente el 8 % de la energía eléctrica del país.
La parada técnica programada tendrá una duración de treinta meses implica una inversión de 450 millones de dólares, con participación de técnicos y operarios locales, además de empresas proveedoras nacionales.
Se trabaja en el cambio del sistema de protección del reactor, la modificación de los sistemas de control, la modernización y cambios en la turbina y la implementación de un simulador específico para esta usina.
Por otra parte, Nucleoeléctrica trabaja en la potenciación de Atucha IIluego de atravesar un proceso de reparación para rescatar una pieza desprendida en el fondo del reactor. Está operando al 90 % de su capacidad técnica de 745 Mw, mientras que la central Embalse lo está haciendo al 100 % de sus 656 Mw luego de atravesar un proceso de revamping que extiende su vida útil por treinta años.
La empresa de construcciones y servicios Milicic inició la ejecución del proyecto de “Defensas Ribereñas del Río Zaña y Explotación de Cantera de Roca” en el departamento de Lambayeque, Perú, para el consorcio con Rovella – Inmac.
Este desafío busca proteger los márgenes del río frente a los efectos de la erosión e inundaciones, beneficiando a las comunidades de los distritos de Zaña y Lagunas.
El proyecto se extiende desde la localidad de Zaña hasta la desembocadura del río en el océano Pacífico, y contempla la construcción de nuevas defensas ribereñas, incluyendo la instalación de diques y el enrocado de estructuras existentes. Además, se realizará la explotación de la cantera Quechuas VII, que proveerá más de 774 mil metros cúbicos de roca y piedra necesarios para las obras.
“En esta obra, Milicic implementará tecnología avanzada como el sistema Machine Control, que permitirá una mayor precisión y eficiencia en la construcción, optimizando procesos y reduciendo tiempos”, señaló Eduardo Prudencio, uno de los responsables del proyecto. “Tenemos plena convicción de que cumpliremos con las expectativas de nuestro cliente y aportaremos valor a la sociedad mediante este proyecto”, agregó.
El proyecto tendrá una duración estimada de 14 meses y empleará a más de 340 trabajadores locales en sus diferentes etapas. Esta iniciativa no solo busca proteger a las comunidades frente a los riesgos de inundaciones, sino también fomentar el crecimiento económico local y regional.
“Tenemos plena convicción de que ejecutaremos el proyecto cumpliendo las expectativas de nuestro cliente, consorcio Rovella – Inmac, y cumpliendo los objetivos de la organización aportando valor a la sociedad en este tipo de proyectos que serán en beneficio de la comunidad, de la región y del país”, indicó Prudencio.
Entre los objetivos principales del proyecto está mejorar la capacidad hidráulica del río o quebrada para gestionar flujos máximos, además de implementar un sistema integrado de manejo de aguas pluviales para evacuar de forma segura las precipitaciones y caudales fluviales, minimizando riesgos para la vida y daños materiales. También se busca mitigar los impactos del cambio climático y fenómenos naturales mediante medidas de protección y un sistema de alerta temprana.
Otros objetivos son integrar enfoques de economía circular y sostenibilidad en el diseño y ejecución de infraestructura, y fomentar el crecimiento económico local y regional a través de contratación de mano de obra local.
Además de las defensas, el proyecto contempla dos importantes intervenciones paisajísticas: una a la altura de un badén, en ambas márgenes del río, y otra en la desembocadura del río, en la margen derecha, con el fin de mejorar el entorno y la estética de la zona.
En esta obra, Milicic aportará más de 130 equipos para el proyecto que tendrá una duración estimada de 14 meses.
Experiencia de Milicic en Perú
Este proyecto es el segundo de Milicic en Perú, tras la construcción de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, ubicada en Tumbes. Estas iniciativas reafirman el compromiso de la empresa con el desarrollo de soluciones sostenibles e innovadoras en infraestructura que beneficien a las comunidades y al medio ambiente.
Con esta nueva intervención, Milicic fortalece su posición como un actor clave en proyectos de infraestructura en la región, aportando su experiencia y tecnología al servicio de objetivos que trascienden fronteras y generan impacto positivo a largo plazo.
Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con más de 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina, Perú y la región.
Con más de 2.000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura. Más información: www.milicic.com.ar
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, reiteró su preocupación por la falta de reactivación de las obras hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.
Señaló que “es extremadamente preocupante que, a la fecha, el Gobierno Nacional y la Unión Transitoria de Empresas Represas Patagonia, no hayan podido reactivar esta obra, que lleva más de un año paralizada, con la incertidumbre que esta situación genera tanto en trabajadores, como en la cadena de proveedores y para el propio Estado Provincial, dado que es una obra central, estratégica, que ya debería estar generando energía, que tanto hace falta para el desarrollo de nuestras comunidades”.
Alvarez consideró “es urgente y necesario que las partes lleguen a un acuerdo, y de una vez por todas se terminen las mezquindades políticas y económicas, y finalmente se resuelvan las cuestiones administrativas que están pendientes, y que hoy repercuten en la paralización de estas obras”.
Tal como ocurrió durante el gobierno de Mauricio Macri, la gestión Milei ha puesto reparos antes políticos que económicos a la continuidad al avance de este proyecto licitado y adjudicado durante el gobierno de Cristina Fernández, y que cuenta con financiamiento de bancos chinos.
La construcción de las represas está a cargo de la unión transitoria de empresas (UTE), compuesta en un 54% por la china Gezhouba, un 36 % por Eling Energía (antes llamada Electroingeniería) y el 10% restante corresponde a la mendocina Hidrocuyo.
A través de la resolución 21/2025 el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) derógó la resolución 219/2022 mediante la cual se creó la “Base Unificada Nacional de Instaladores Matriculados y Matriculadas de la República Argentina”.
También derogó la Resolución 220/2022 mediante la cual se creó la figura del “Matriculado/a Social”, y la resolución 644/2023, por la cual se creó la “Mesa técnica de trabajo de instaladores matriculados y matriculadas”.
En los considerandos de la medida dispuesta por el interventor Carlos Alberto Casares, se describe que: En noviembre de 2021 se suscribió un acuerdo entre el ENARGAS, la Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina y Asociaciones de Matriculados de la República Argentina con los objetivos de :
i) Impulsar un Registro Único Nacional de Instaladores Matriculados creado y administrado por las Distribuidoras, con la colaboración y participación que corresponda por parte de la Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina y las asociaciones de matriculados que tengan personería jurídica.
ii) Propender ante la Licenciataria del Servicio Público de Distribución del Gas y ante los Organismos con competencia específica, para la creación del denominado «“Matriculado/a Social”», en orden a propiciar que accedan a programas específicos a determinarse, con precios de referencia tanto de materiales como de mano de obra, elaborados por las Asociaciones de matriculados bajo criterios objetivos, para ser analizados por las autoridades competentes en la materia. Todo ello, “en aras de propender a la disminución de los gastos para los usuarios y usuarias para el acceso/mantenimiento del servicio público de distribución de gas por redes, de carácter primario y esencial”.
iii) Organizar una Mesa de Trabajo en el ENARGAS, con los instaladores matriculados, y los que en un futuro puedan incorporarse, en relación con temáticas de las Distribuidoras y los usuarios del Servicio Público de Gas por Redes, para canalizar e interceder en propuestas y/o consultas efectuadas por estos.
En el referido acuerdo estuvieron representadas la Federación de Instituciones de Instaladores Gasistas Sanitaristas y Afines de la República Argentina (FEIGAS RA); la Asociación de Gasistas y Afines de Tucumán (AGASAT); la Asociación Instaladores de Gas, Agua y Sanitarios de la República Argentina (AIGASRA); la Asociación Civil Unión Profesionales Gasistas y Sanitaristas de Santa Fe (UPROGAS); la Asociación de Instaladores de Gas, Agua y Sanitaristas (AIGAS); la Asociación Centro Gasistas y Afines de Mendoza (ACEGAM); la Asociación Argentina Plomeros Sanitaristas y Afines (AAPSyA) y la Asociación de Gasistas Matriculados de la Patagonia (AGASMAPA).
Ahora, desde el ENARGAS se señala que “las acciones de las distintas Unidades Organizativas del ENTE han receptado las modificaciones propias de la experiencia regulatoria y los diversos procedimientos administrativos que se efectúan en el Organismo”.
Que en ese contexto, el ENARGAS “responde a la dinámica de cambios que se producen, a fin de optimizar su funcionamiento para el adecuado cumplimiento de las facultades conferidas por la Ley 24.076, de modo que se atienda en forma orgánica y eficiente el respectivo cumplimiento de las funciones encomendadas por la Ley y demás normativa aplicable a la gestión del Organismo”.
Y agrega en la nueva resolución que “en esa línea, y, habiendo transcurrido más de un año desde la creación de la “Base Unificada Nacional de Instaladores Matriculados y Matriculadas de la República Argentina”, la figura de “Matriculado/a Social” y la “Mesa Técnica de Trabajo de Instaladores Matriculados y Matriculadas”, a la fecha, no se han evidenciado avances sustanciales en cuanto a lo requerido para su puesta en práctica”. Y dispuso entonces la derogación.
La Argentina junto con Canadá y Gabón serán los únicos tres países que para el año 2031 se unirán al grupo de países que actualmente son exportadores netos de LNG. Esto, en base a un informe elaborado por S&P Global con el soporte de la US Chamber of Commerce, publicado a mediados de diciembre 2024.
El Centro Argentino de Ingenieros (CAI), reprodujo aspectos de tal informe que describe que la industria del LNG está compuesta por 20 países exportadores y más de 50 mercados importadores.
Los Estados Unidos lideran el ranking de países exportadores alcanzado actualmente el 22 % de participación en el mercado global. En el año 2023, las exportaciones de ese país alcanzaron un equivalente a 13 bcf/d representando ingresos por 34 mil millones de dólares.
El informe fue elaborado con el objeto de analizar el impacto en el mercado local y a nivel global del crecimiento de las exportaciones de LNG de origen estadounidense. El documento fue hecho público hace poco tiempo, con un estudio de alcance similar elaborado por la secretaría de Energía de EEUU.
En una jornada de altas temperaturas, con térmicas que superaron los 33 grados centígrados en el AMBA, la demanda de energía eléctrica a nivel país registrada por CAMMESA tuvo un pico de 25.854 MW a las 15.10 horas, todavía distante del nivel récord histórico de 29.653 MW alcanzado el 1 de febrero de 2024 para un día hábil.
No obstante, desde la Secretaría de Energía se monitorea la situación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y del parque generador, conforme se combinen la persistencia de días consecutivos con altas temperaturas, y previsible mayor consumo, con el estado operativo de las diversas fuentes de generación.
En particular las usinas térmicas, en un contexto de menor aporte de la energía nuclear por la salida de servicio de Atucha I (en proceso de renovación), y también de limitaciones en la generación hidroeléctrica por merma de caudales.
Así las cosas, resulta sustantivo el aporte que realizan las energías renovables, sobre todo la eólica, mientras se observa un incremento de la importación de energía eléctrica desde Brasil.
La situación de la demanda residencial en ascenso, contrasta con una contenida demanda industrial y comercial.
La torta de la matriz de generación eléctrica medida en porcentajes de participación, actualizada por CAMMESA, reveló en la tarde del martes 14 que el aporte térmico representó el 55 % del total; el de las renovables eólica y solar el 16 %; la hidroelectricidad alcanzó un registro de 15 %, la nuclear fué del 5 %, y la importación se ubicó en el 9 por ciento.
YPF Energía Eléctrica S.A. (YPF Luz) y Central Puerto S.A. (CEPU) anunciaron la firma de un acuerdo estratégico para avanzar en el estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer energía eléctrica limpia y eficiente en la zona de la Puna Argentina.
Las dos empresas de generación eléctrica evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica de gran magnitud para brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera.
El proyecto permitirá conectar al Sistema Argentino de Interconexión las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto ubicados en las provincias de Salta y Catamarca. Además, contempla una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca.
Este esfuerzo conjunto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra. El desarrollo en evaluación contempla la construcción de una línea eléctrica de aproximadamente 140 km, que potencialmente podría ampliarse hasta 350 km de extensión. La línea permitirá optimizar recursos y capacidades para ofrecer soluciones energéticas eficientes y sostenibles.
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, señaló que “Al igual que expresáramos a principios de mes cuando anunciamos la firma del acuerdo de colaboración con el IFC, estamos convencidos que el desarrollo de la minería en el noroeste argentino resulta fundamental para el crecimiento económico de nuestro país, en un contexto internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética.
Junto con YPF Luz procuramos mejorar la competitividad (de las mineras) a través de soluciones energéticas eficientes y sostenibles”, agregó.
Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Argentina tiene una oportunidad histórica de posicionarse como líder mundial en la provisión de cobre y litio. En YPF Luz, estamos comprometidos a ofrecer soluciones energéticas integrales que faciliten este objetivo. Este acuerdo estratégico con Central Puerto no solo subraya nuestra capacidad para desarrollar infraestructura energética de gran magnitud, sino también nuestra visión de trabajar con distintos actores del sector”.
“Juntos, impulsaremos infraestructura que necesitan los proyectos mineros, con beneficios significativos para el país, las provincias y las comunidades locales”, agregó.
El Ente Nacional Regulador del Gas convocó a una Audiencia Pública (106) para “poner a consideración la Revisión Quinquenal de Tarifas de transporte y distribución de gas, la Metodología de ajuste periódico de las tarifas de transporte y distribución de gas, y la Modificación del Reglamento de Servicio de Distribución en relación con la facultad de corte de servicio por falta de pago.
La Audiencia Pública (no vinculante) se realizará el 6 de febrero próximo desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a partir de las 9:00 horas, y la participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual, puntualizó el Enargas a través de la resolución 16/2025, publicada en el Boletín Oficial con la firma del interventor Carlos Casares.
En los considerandos de dicha resolución se indica que el Decreto DNU 1023/24 determinó que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la revisión tarifaria iniciada en función de lo ordenado por el DNU 55/23 ” no podría exceder del 9 de julio de 2025″.
Por cuerda separada a esta RQT, el gobierno nacional continuará, a través del ministerio de Economía, con la reducción total o parcial de los subsidios del Estado en las facturas por el suministro de gas.
Las empresas de transporte y distribución de gas natural por redes comprendidas por la revisión tarifaria son licenciatarias desde 1992. DISTRIBUIDORA DE GAS DEL SUR S.A. (actualmente CAMUZZI GAS DEL SUR); DISTRIBUIDORA DE GAS NOROESTE S.A. (actualmente NATURGY NOA); DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA, DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO, DISTRIBUIDORA DE GAS DEL LITORAL S.A. (actualmente LITORAL GAS); DISTRIBUIDORA DE GAS PAMPEANA S.A. (actualmente CAMUZZI GAS PAMPEANA); TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE; TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR; DISTRIBUIDORA DE GAS METROPOLITANA S.A. (actualmente METROGAS); DISTRIBUIDORA DE GAS BUENOS AIRES NORTE S.A. (actualmente NATURGY BAN). También, desde 1997, a la entonces DISTRIBUIDORA DE GAS NEA MESOPOTÁMICA S.A. (actualmente GAS NEA).
A través del Decreto 55/23 se determinó el inicio de la revisión tarifaria conforme lo establece la Ley Marco 24.076, correspondiente a las prestadoras de los servicios de distribución y transporte de gas natural.
Dicha Ley establece que “Cada cinco (5) años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el sistema de ajuste de tarifas y fijará nuevas tarifas máximas”.
En la resolución ahora oficializada se hace referencia a que la Ley Marco establece que “Los servicios prestados por los transportistas distribuidores serán ofrecidos a tarifas que se ajustarán a los siguientes principios: a) Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable”.
También, que se “Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante”.
Además, que “El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición. Cuando dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el ente considere equivalentes”.
“Sujetas al cumplimiento de los requisitos señalados (las tarifas) asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento”.
La resolución 16/2025 refiere también que la Ley 24076 establece: “A los efectos de posibilitar una razonable rentabilidad a aquellas empresas que operen con eficiencia, las tarifas que apliquen los transportistas y distribuidores deberán contemplar: a) Que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable; b) Que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios”.
El directorio del Banco Provincia del Neuquén (BPN) aprobó el financiamiento para el Gasoducto Cordillerano, una obra esperada desde hace años por 25 localidades tanto de Neuquén como de las vecinas provincias de Río Negro y Chubut. Su ampliación es considerada prioritaria debido a que beneficiará a 12.000 hogares, hospitales y escuelas donde el sistema actual de abastecimiento de gas natural no tiene disponibilidad para incorporar más usuarios.
En territorio neuquino, el foco está puesto en asegurar la provisión del servicio en Villa La Angostura, San Martín y Junín de los Andes, destinos turísticos por excelencia, donde muchos pobladores se enfrentan -durante los meses fríos del invierno- a la imposibilidad de conectarse al servicio de red que está saturado.
Así lo reflejó el gobernador Rolando Figueroa durante una gira reciente por la región de los Lagos del Sur, ocasión en la que se reunió con los intendentes y adelantó la inversión provincial para asegurarse esta obra. “Los neuquinos vamos a invertir a través de un préstamo que le hará la provincia a la empresa Camuzzi para que ejecute la obra”, dijo.
El llamado a licitación tiene la particularidad de ser financiado en partes iguales a través de los bancos provinciales tanto de Neuquén como de Chubut, dada la importancia que reviste la ampliación de este gasoducto para los gobiernos patagónicos.
Inicialmente el monto a financiar era 10 mil millones de pesos, sin embargo la evaluación de la documentación y el tiempo transcurrido hizo necesario incrementar esa cifra hasta $12 mil millones, que es lo que finalmente aprobó ayer el BPN. El banco de la provincia del Chubut hará lo propio, ya que se trata de préstamos espejo. De esta forma Camuzzi tendrá hasta 24 mil millones de pesos disponibles para dar inicio a la obra.
Sobre la obra La obra a ejecutar permitirá incrementar la capacidad de transporte en 300.000 metros cúbicos diarios: al pasar de los actuales 1.200.000 metros cúbicos a 1.500.000 metros cúbicos diarios. Se estima estará concluida en septiembre de este año.
Los trabajos contemplan la puesta en servicio y habilitación de la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Cordillerano, mediante la instalación de una nueva Planta Compresora en Río Senguer y la instalación de un equipo motocompresor de Back-Up, en la existente Planta Compresora Gobernador Costa, en la Provincia del Chubut.
Al aumentar la capacidad de transporte e ingresar el volumen adicional diario de 300.000 metros cúbicos por día desde el Yacimiento el Zorro, se podrán eliminar las actuales restricciones en el sistema Cordillerano–Patagónico que abastece a 25 ciudades de las provincias, pero desde hace varios años se encuentra saturado.
Adicionalmente, la obra de Ampliación-Montaje Plantas Compresoras también permitirá abastecer con gas por redes a escuelas, hospitales y dependencias públicas, que hoy no cuentan con ese servicio esencial.
Durante el año 2024, el saldo de exportaciones e importaciones de gas natural, medido en volumen, fue negativo en poco más de 300 millones de m³. Esto representa una reducción del 89 % en comparación con el año 2023.
El volumen total anual exportado fue de 2.537.760 Mm3, mientras que la importación sumó 2.839.654 Mm3.
La información proviene de un análisis realizado por la Comisión de Energía del CAI (Centro Argentino de Ingenieros), basado en datos publicados por ENARGAS (partes de distribución y transporte, partes de importación y partes de exportación).
La reducción mencionada se logró gracias a un menor caudal importado del 43 % y un incremento del 11 % en las exportaciones.
Entre los factores que contribuyeron a este resultado, se destaca el aumento en la producción de la cuenca neuquina, que pudo ser transportada hasta los puntos de consumo gracias a la puesta en marcha del Gasoducto Perito Francisco Moreno (Ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner), y las plantas compresoras de Tratayen y Salliqueló.
Sin embargo, a pesar de esta mejoría, el saldo continúa siendo negativo. Se prevé que esta situación se revierta durante el corriente año ante la suspensión del envío de gas por parte de Bolivia y su reemplazo por el producido en la cuenca neuquina, visto la finalización de las obras de reversión del gasoducto del Norte, señaló el informe del CAI.
En materia de exportaciones de gas natural se destacaron el incremento de 114 % en las ventas a Metanex EGS (Chile); del 127 % a Metanex YPF (Chile); y una reducción de apenas 2,7 % en el volumen exportado por Gasandes con el mismo destino.
Por el lado de las importaciones el mayor impacto en la balanza fue la reducción del 100 % del GNL por el puerto de Bahía Blanca; del 49 % en el volumen ingresado desde Bolivia; de casi 18 % del GNL ingresado por el puerto de Escobar.
El Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Avila, celebró la continuidad de las operaciones en la provincia de los Perforadores y Workover de Capsa para 2025.
La decisión de la compañía implicó fuertes gestiones del Sindicato “que permitieron mantener un presupuesto similar al del año 2024 con más una producción aumentada, lo que representa buenas noticias para la Cuenca del Golfo San Jorge”, se explicó.
“Estamos contentos por la noticia que nos acaba de dar Capsa, de que van a continuar los dos Perforadores en todo este 2025, y los tres Workover y los Pulling que tiene trabajando en el área”, enfatizó Avila.
Y agregó que “sería lo mismo del año pasado para 2025 y con un poco más de Producción, donde serían casi 200 los millones de dólares que pondría en todas las áreas que Capsa tiene hoy acá”.
Avila felicitó a la Operadora “que vuelve a poner el hombro por la ciudad y a decir que nosotros vamos a seguir en el Convencional en Comodoro Rivadavia, y eso para nosotros es una buena noticia”.
La Secretaría de Energía autorizó a ALUAR (Aluminio Argentino S.A.I.C.) a construir una línea de transporte de energía eléctrica de uso particular, para abastecer su Planta en Puerto Madryn desde el Parque Eólico La Flecha (PELF Etapa II-Fase IV), a su exclusivo costo y para su propia necesidad.
La línea permitirá la vinculación del referido Parque Eólico mediante 34,16 Kilómetros de tendido del tipo aéreo con la Planta de Aluminio mediante una Línea de Alta Tensión de 132 kV doble terna hasta un pórtico de transición a Cable que ingresará a las cabinas eléctricas CE 132A (nodo interno de planta ALUAR) para su distribución, describió la Resolución 1/2025.
La concesión de línea de transporte de uso particular tendrá una duración de 15 años contados a partir de ahora (9/1/25) y se otorga “en los términos del Artículo 31 de la Ley 24.065 (marco regulatorio de la electricidad), debiendo el concesionario construir, operar y mantener la línea, a su exclusivo costo y para su propia necesidad”.
La resolución establece además que “Transcurrido el plazo establecido, las instalaciones objeto de esta resolución pasarán a operar, según el régimen regulatorio y tarifario vigente, bajo la concesión de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por distribución troncal de la Patagonia (TRANSPA S.A.)”.
La autorización concedida está supeditada al cumplimiento de las condiciones detalladas en la misma Resolución:
a. Mientras opere como red de uso particular, entre las instalaciones de salida del Parque Eólico La Flecha ubicado en Puerto Madryn, y la línea que ingresará a las cabinas eléctricas CE 132A (nodo interno de planta ALUAR) para su distribución, se deberá operar sin cerrar anillo con instalaciones presentes o futuras del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y/o del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de TRANSPA S.A., salvo que, en función del servicio prestado mediante las redes de las concesionarias, alguna de ellas se lo solicite debido a una condición de emergencia en su sistema.
b. El compromiso formal de la empresa ALUAR S.A.I.C. de que si, dentro del plazo establecido de 15 años se determinara suspender la inyección de energía eléctrica, por un período continuado superior a DOS (2) años, y existieran agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) interesados en hacer uso de la red, el ENRE atenderá las solicitudes de dichos interesados como si se tratase de un acceso a las líneas de 132 kV existentes dentro del Sistema de Transporte de TRANSPA.
c. ALUAR estará obligada a operar y mantener sus instalaciones y equipos en forma que no constituyan peligro alguno para la seguridad pública, y a cumplir con los reglamentos y resoluciones que el ENRE emita a tal efecto. Dichas instalaciones y equipos estarán sujetos a la inspección, revisión y pruebas que periódicamente realizará dicho Ente, el que tendrá facultades para ordenar la suspensión del servicio, la reparación o reemplazo de instalaciones y equipos, o cualquier otra medida tendiente a proteger la seguridad pública.
d. La infraestructura física, las instalaciones y la operación de los equipos asociados con el transporte de energía eléctrica, deberán adecuarse a las medidas destinadas a la protección de los ecosistemas involucrados. Asimismo, deberán responder a los estándares de emisión de contaminantes vigentes y los que se establezcan en el futuro, en el orden nacional.
La Secretaría de Energía fijó en $ 1.085.887 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de enero de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Lo hizo a través de la resolución 2/2025, que además indica que “el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los siete (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
El nuevo precio implica un aumento del 2 por ciento respecto al precio anterior, y tendrá incidencia en el precio del gasoil al consumidor final, lo cual se verá reflejado en el arranque de febrero.
El Comité de Seguimiento que integran funcionarios de la Secretaría de Energía y de Coordinación del ministerio de Economía mantuvo una nueva reunión semanal para “repasar los avances” en la articulación del Plan de Contingencia presentado hace un par de meses para prevenir y/o contrarestar problemas del suministro de electricidad que pueden acontecer durante el verano en curso.
También pensando en medidas que van más allá del cortísimo plazo, desde la cartera a cargo de María Tettamanti se está trabajando sobre tres licitaciones buscado solucionar los problemas en generación y transmisión de la energía.
Se trata de la “licitacion del AMBA I que es una obra prioritaria que aumentará en hasta 1.500 MW la capacidad de transporte” en alta y media tensión. Energía trabaja en el esquema tarifario que permitiría financiar la obra.
Además, también se trabaja en la licitacion para almacenamiento de baterías, que aportará hasta 500 MW para inyectar al sistema eléctrico en el pico diario de consumo, indicaron desde la S.E.
Este último proyecto requeriría una inversión privada estimada en los 1.000 millones de dólares y el gobierno aspira a captar el interés de inversores. Cammesa actuaría como garante de última instancia.
Por otra parte, Coordinación y Energía trabajan en un esquema que permita relanzar la licitación de nueva capacidad de generación térmica que venga a reemplazar a máquinas que estan operando al límite hace varios años. El gobierno anterior había licitado por unos 3 mil MW, pero la nueva gestión decidió reencauzar este proceso.
Shell, segunda mayor productora de petróleo en Brasil con un promedio de 450.000 barriles de crudo diarios en 2024, anunció que planea para 2025 una perforación en una de sus concesiones mar adentro y el desarrollo de un nuevo campo petrolero en el país, llamado Gato do Mato.
Tal desarrollo depende de la decisión de la Dirección de la empresa, y se tomará entre marzo y abril, según afirmó el presidente de Shell Brasil, Cristiano Pinto da Costa, en rueda de prensa.
Gato do Mato es una concesión en la cuenca marina de Santos, en el sureste del país, que Shell se adjudicó hace más de una década en calidad de operadora, con el 50 % de participación, y tiene como socios a la colombiana Ecopetrol (30 %) y a la francesa TotalEnergies (20 %).
El proyecto para este campo prevé la instalación de una plataforma con capacidad para producir 120.000 barriles diarios de petróleo y la futura explotación de gas natural en barcos procesadores.
“Si la decisión de inversión es aprobada, la previsión es que Gato do Mato entre en operación al final de la década”, dijo Pinto da Costa en declaraciones que reprodujo World Energy Trade de El Periódico de la Energía.
Shell también planea perforar en el primer trimestre el pozo exploratorio Ariranha, en una concesión en la cuenca marina de Campos que se adjudicó en consorcio con Chevron.
También espera un aumento de su producción en las concesiones en las que su socia Petrobras es la operadora. Se trata de concesiones en el campo de Mero, y en Atapú en el presal de la cuenca de Santos. Shell cuenta con 14 plataformas de explotación de hidrocarburos en aguas profundas activas en Brasil.
El desplome del 90% en los precios del litio durante los últimos dos años ha llevado a varias minas a reducir o suspender operaciones, así como a retrasar expansiones. Esto afectará la producción global de litio en 100.000 toneladas en 2024 y 228.000 toneladas en 2025, según la consultora CRU. Las principales afectaciones son registradas por Mineral Resources que suspendió su mina Bald Hill en Australia Occidental, mientras mantiene operativas otras dos a menor capacidad. Liontown Resources, redujo planes de producción en su nueva mina Kathleen Valley. Por su parte, lilbara Minerals, cerró una de sus dos plantas procesadoras en diciembre. Arcadium, puso en mantenimiento su mina Mt. Cattlin y pausó expansiones en Argentina y Canadá. En octubre, fue adquirida por Rio Tinto por $6.7 mil millones. CATL: Ajustó la producción en su mina Jianxiawo, afectando aproximadamente 15.000 toneladas en tres meses. Argosy Minerals, suspendió operaciones en una planta de carbonato de litio en Argentina. IGO recortó su pronóstico de producción 2024 en su mina Greenbushes en un 7%. Core Lithium: Detuvo operaciones en su proyecto Finniss en el Territorio del Norte de Australia.
Algunas minas continúan operando gracias a la demanda de de fabricantes de baterías chinos, quienes se benefician de materias primas más baratas.
Las reservas de litio de América Latina son de particular interés para Beijing, ya que el metal es crítico para la transición energética mundial y China cuenta con un floreciente mercado de vehículos eléctricos.
El mercado global de baterías de iones se elevaría de US$44.500 millones en 2021 a US$193.000 millones en 2028, del cual China domina la producción y controla alrededor del 80% de la cadena mundial de suministro de litio, según Fortune Business Insights.
A través de la Resolución 1/2025 del Ministerio de Economía, el Gobierno Nacional aprobó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del Proyecto “Parque Solar El Quemado y Anexos”, que se desarrollará en localidad de Jocolí del departamento Las Heras de la provincia de Mendoza.
El proyecto de Luz de Campo SA / YPF Luz contará con una inversión de U$S 211 millones y tendrá una capacidad instalada de 305 MW.
En este sentido, el plan de inversión presentado se desarrollará en dos etapas y proveerá energía bajo un factor de carga del 31,4 %. Asimismo, Luz de Campo SA / YPF Luz informó que que la totalidad de la inversión se aportará en en los próximos dos años, indicó Economía.
En la misma línea, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), generará un CUIT especial para Luz de Campo SA / YPF Luz, y activará la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros del RIGI. Además, el Banco Central de la República Argentina (BCRA) habilitará los incentivos cambiarios previstos. También, se aprobó el listado de mercaderías y/o servicios que se podrá importar para desarrollar el proyecto, se describió.
“El RIGI es una herramienta de largo plazo para proyectos nuevos o ampliaciones de proyectos preexistentes que representen inversiones significativas para la economía nacional (no menores a U$S 200 millones) que de otro modo no se desarrollarían”, afirmó Economía.
“Este Régimen contempla el otorgamiento de incentivos, certidumbre, seguridad jurídica y un sistema de protección de derechos adquiridos”, añadió.
El RIGI “se enmarca en la política que lleva adelante el Gobierno Nacional como herramienta para fomentar el desarrollo económico, productivo y social de la Argentina, generando las condiciones de previsibilidad, estabilidad y competitividad necesarias para atraer Grandes Inversiones al país a través de la promoción del desarrollo de sectores estratégicos y el adelantamiento temporal de soluciones macroeconómicas de inversión sin las cuales no podrían desarrollarse con el dinamismo deseado”, sostiene el gobierno.
El gobierno de la provincia de Buenos Aires oficializó, a través de la Resolución 4/2025, una actualización a la suba de los cuadros tarifarios de las principales distribuidoras de electricidad por red domiciliaria, que incluye un ajuste del Valor Agregado de Distribución y cuyo impacto promedio en factura final para los usuarios residenciales será del 2,5 por ciento.
El incremento de tarifas, aprobado por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos,comprende a las empresas EDELAP, EDEA, EDEN, EDES. y las áreas Río de La Plata, Atlántica, Norte y Sur de la provincia.
La actualización de los cuadros tarifarios contempla ajustes en el VAD, el Sobrecosto de Generación Local (SGL) y otros agregados tarifarios, aprobados por la Resolución del Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA) 280/2024.
Luego de un intenso proceso de análisis técnico y económico, el gobierno de Mendoza dictaminó la prórroga de las concesiones petroleras hasta el año 2037, y fijó regalías del 12 por ciento, para las áreas Cerro Mollar Oeste; La Brea y Puesto Rojas, que la empresa PCR viene operando desde 2023 a partir de la adquisición de esos activos a la operadora Phoenix Globlal Resources.
Desde 2023, PCR logró aumentar la producción en esas áreas de 45 m³/día a 140 m³/día gracias a un plan integral de reactivación de pozos, y en adelante, a partir de los nuevos estudios sísmicos, pondrá en marcha un plan de exploración y producción para poner en valor posibles acumulaciones de hidrocarburos en nuevas estructuras sin desarrollar.
La compañía asumió un compromiso en firme de realizar 6 pozos con una inversión de 20 millones de dólares y una actividad contingente de 12 pozos adicionales sujeto a la viabilidad económica (3 pozos por cada descubrimiento comercial) que permitirá incrementar el monto de inversión en otros 24 millones de dólares, informó la operadora.
PCR, que también opera en Mendoza las áreas El Sosneado, La Paloma-Cerro Alquitrán y Llancanello, reafirmó así su compromiso con la actividad convencional en la provincia, demostrando que los yacimientos maduros tienen oportunidades para poner en valor sus recursos y convirtiéndose de esta forma en un jugador protagónico en la industria.
Martín Federico Brandi, CEO de la compañía, describió que “Los yacimientos convencionales todavía tienen mucho potencial para aportar nuevas reservas, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos”.
Explicó además que “PCR seguirá evaluando nuevas estructuras para seguir desarrollando la producción en esa región sur de la provincia de Mendoza que le permitan optimizar costos operativos y obtener mayor eficiencia, siempre priorizando la seguridad en sus operaciones y el cuidado del medio ambiente”.
Compromiso con el medio ambiente y la comunidad
Brandi destacó que PCR también ha asumido un firme compromiso con la gestión ambiental y social, enfocándose en el saneamiento de los pasivos ambientales heredados en las áreas prorrogadas. Este esfuerzo incluye la adecuación de instalaciones, la remediación de suelos y la implementación de prácticas responsables que aseguren la sostenibilidad de las operaciones.
Este compromiso también contribuye al bienestar de las comunidades locales con beneficiarios directos a partir de la contratación de proveedores y servicios locales que brindará certidumbre al desarrollo económico de las áreas de influencias de la compañía, además del cumplimiento de los estándares provinciales y nacionales.
PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción de cemento en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.
En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
Los precios del crudo bajaron el lunes, pero se mantenían en su nivel más alto desde mediados de octubre, ya que el clima frío estimula las compras, mientras que persisten expectativas de un endurecimiento de las sanciones a las exportaciones de petróleo iraníes y rusas.
El lunes 6 los futuros del Brent perdían un 0,4 %, a 76,18 dólares por barril, y el West Texas Intermediate en Estados Unidos cedía 0,5 %, a 73,61 dólares. No obstante, ambos siguen en máximos desde el 14 de octubre.
El petróleo vino acumulado sesiones de subas impulsado por la expectativa de un aumento de la demanda por la ola de frío que vive el hemisferio norte, y además de estímulos fiscales para revitalizar la economía china, señalan los expertos de este mercado.
Por su parte, Saudi Aramco, el mayor exportador petrolero mundial, elevó los precios del crudo de febrero para los compradores de Asia, la primera alza en tres meses. Una subida de estos precios suele indicar expectativas de demanda más firmes.
Cerro Vanguardia, con más de 26 años de trayectoria en la minería de oro y plata, firmó un acuerdo con Minera Don Nicolás para adquirir los derechos mineros del proyecto Michelle, una propiedad de 14.328 hectáreas ubicada al noroeste de su operación.
Este proyecto, que se encuentra en una etapa temprana a intermedia de exploración, representa una nueva oportunidad para extender la vida útil de Cerro Vanguardia más allá del año 2028, siempre y cuando los resultados de las tareas de exploración sean positivos, lo que fortalecerá la operación de la compañía, se indicó.
Además, durante 2025, la compañía implementará un plan de exploración e inversión que permitirá cuantificar los recursos existentes y descubrir nuevas oportunidades en esta área estratégica.
Francisco López, gerente general de Cerro Vanguardia, destacó que “La potencial adquisición del proyecto Michelle refuerza nuestro compromiso con el crecimiento sostenible de Cerro Vanguardia y con el desarrollo de la minería en Santa Cruz. Este paso refleja nuestra visión a largo plazo y nuestra apuesta por seguir creando valor compartido para nuestros empleados, proveedores, comunidades y otras partes interesadas”.
El yacimiento Cerro Vanguardia está ubicado en la meseta patagónica, a unos 150 km al noroeste de la ciudad de Puerto San Julián, en el Departamento Magallanes, Provincia de Santa Cruz.
China puso en pleno funcionamiento Fengning, la central hidroeléctrica de almacenamiento más grande del planeta, informó Xinhua.
Con la entrada en operación de su última unidad en Chengde (Hebei) el 31 de diciembre, la planta alcanza una capacidad instalada de 3,6 millones de kW y una capacidad de generación anual de 6.610 millones de kWh.
Según expertos, Fengning permitirá equilibrar el suministro energético, produciendo más electricidad durante los picos de demanda y almacenando energía en los momentos de menor consumo, suficiente para cubrir las necesidades anuales de 2,6 millones de hogares.
Se espera que la central hidroeléctrica de Chengde, que constituye una importante fuente de electricidad limpia, también reducirá las emisiones de dióxido de carbono en 1,2 millones de toneladas al año y ahorrará 480.000 toneladas de carbón.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de TotalEnergies?
Una empresa como TotalEnergies está acostumbrada a tomar el “riesgo precio”, el petróleo y el gas (LNG en particular) cotizan mundialmente, además de manejar riesgos técnicos, geológicos y logísticos, entre otros. El gran desafío está en la estabilidad de las reglas de juego. Así que creo que es importante contar con condiciones macroeconómicas y regulatorias claras y sostenibles a largo plazo, es un dato clave para la competitividad. Estas reglas tienen que ver en particular con el acceso a divisas para pagos de deuda, servicios y dividendos, como también con la revisión de impuestos, precios y regulaciones que incentiven la inversión.
En un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando TotalEnergies?
Dada el crecimiento de la población a nivel mundial, sabemos que la demanda de energía seguirá creciendo. Al mismo tiempo, debemos asegurar que esa demanda sea abastecida de manera más asequible, confiable y limpia. Cada país transitará este cambio de paradigma de manera distinta, con desafíos y oportunidades particulares en base a sus necesidades y recursos. Lo que tiene Argentina a su favor es que cuenta con abundantes y excelentes recursos en todas las energías.
En TotalEnergies nuestro objetivo para los próximos años es generar más energía a través de una estrategia multienergías. Buscamos producir más energía con menos emisiones y abastecer así esa demanda que seguirá creciendo a nivel global. Con esta visión, nos basamos en 2 pilares: seguir produciendo hidrocarburos, por un lado, y desarrollar una actividad de generación integrada con presencia en toda la cadena de valor, con activos flexibles y energías renovables. Con esta estrategia apuntamos a ser Net Zero en gases efecto invernadero para 2050, junto con la sociedad.
Por otro lado, mirando hacia como operamos nuestras plantas, nos hemos comprometido a bajar las emisiones de GEIs de nuestros sitios (“Alcance 1 y 2”). Apuntamos a bajarlas de un 40% para 2030 en comparación a 2015. En la misma lógica de excelencia operacional, apuntamos a un “nearly zero methane” teniendo en cuenta que este gas tiene un poder de calentamiento mucho más importante que el CO2.
Concretamente en Neuquén, estamos construyendo una línea de alta tensión para electrificar nuestra planta de Aguada Pichana Este. Con unos 40km y más y 20 MUSD, esta inversión permitirá transformar esta planta completamente. También abasteceremos la demanda eléctrica de la planta con energía verde dedicada (parque solar “Amanecer” que opera TotalEnergies Renovables).
En Tierra del Fuego, donde somos el principal operador en el offshore y contamos con dos plantas procesadoras en el sector norte de la costa de la provincia, estamos desarrollando un sistema híbrido con energía eólica.
Para verificar el efecto de estos proyectos, TotalEnergies desarrolló la tecnología AUSEA (Airborne Ultralight Spectrometer for Environmental Applications), que permite medir emisiones en las 5 plantas que opera en la Cuenca Neuquina y en la Cuenca Austral.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
El recurso de Vaca Muerta es de clase mundial, todos estamos de acuerdo. El desafío está en la infraestructura de transporte para evacuar la producción hacia los mercados. Y también para hacer llegar los insumos necesarios para la actividad dentro de las cuencas; agua, arena, equipos, etc. La condición necesaria para liberar la potencialidad de Vaca Muerta es repensar a la Argentina como un país exportador de energía. Repensar la infraestructura, las regulaciones en toda la cadena, el esquema de exportación e importación, la disponibilidad de equipos, proveedores, servicios y logística, entre otros aspectos.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
Argentina está conectada con ductos para poder exportar más de 76 millones de metros cúbicos de gas natural por día, y hoy exportamos menos de 20. Vemos un gran potencial para aumentar las exportaciones a nivel regional. Hace falta desarrollar oportunidades concretas con Brasil. Es lo que hicimos en noviembre de este año, cuando firmamos el primer contrato operativo internacional para viabilizar la exportación de gas natural argentino a Brasil a través de Bolivia. Este acuerdo es resultado de un trabajo coordinado que venimos haciendo hace tiempo entre tres empresas líderes en la región.
A través de Uruguayana, de Paraguay o de Bolivia, donde ya existen 30 MMm3/d de capacidad de gasoducto que nos conectan, el año que viene podríamos estar exportando entre 4 y 10 MMm3/d, con el Gasoducto Norte terminado. Y por qué no, también a Bolivia, que tiene sus campos convencionales en declino y está recorriendo el camino inverso a la Argentina, camino a ser importador neto de gas. El mercado regional es una low-hanging fruit que podemos empezar a aprovechar ya mismo. Y eso estamos buscando desde TotalEnergies en Argentina.
¿Qué rol juega Fénix en este contexto?
Fénix aporta opciones a nivel país: es la gran ventaja que tenemos estando presentes en ambas cuencas, neuquina y austral. Esta opcionalidad crea valor. Con una inversión de 700M USD, Fénix es el proyecto de energía convencional más grande en el país. Implementado en un tiempo récord de dos años, el primer pozo entró en producción en septiembre y está dando 5 millones de metros cúbicos de gas por día. A principios del 2025 conectaremos los dos restantes para llegar a los 10 millones de m3/d de gas natural de producción diaria adicional a la matriz energética argentina, el equivalente al 8% de la producción nacional
Además, ese gas que se extraerá de Fénix será acondicionado con mano de obra local e inyectado al gasoducto General San Martín, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país. Gracias a la aplicación de tecnología avanzada, la producción del gas natural será de muy baja intensidad de gases de efecto invernadero. Es por ello por lo que Fénix cuenta con una intensidad de carbono de 9kgCO2E/boe. Estamos cerrando un año de mucho crecimiento, con Fénix como nuestro gran hito. En paralelo, nos encontramos analizando nuevas oportunidades siempre con foco en el mercado regional, donde vemos un gran potencial de desarrollo en el corto plazo.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de Tecpetrol?
La fluctuación de precios del petróleo y gas, en tanto se den en condiciones de libre mercado y estén alineados con los precios internacionales del petróleo, no afectan negativamente la planificación y competitividad de la empresa; salvo en los casos de crisis en el mercado internacional de petróleo que no es la situación actual.
El gobierno ha rechazado la “agenda 2030” que incluye acuerdos ambientales, en un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando Tecpetrol para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
Al mismo tiempo que estamos involucrados activamente en el desarrollo de nuestros recursos hidrocraburíferos, participamos activamente en proyectos relacionados con la transición energética entre los que se destacan los vinculados con el litio en Argentina.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
Para continuar aumentando la producción de petróleo y gas de la cuenca Neuquina, es esencial la ampliación de la capacidad de transporte de petróleo y gas desde allí. En 2025 se terminarán las ampliaciones de Oldelval para el transporte de petróleo desde Allen a Puerto Rosales y de la terminal marítima de Puerto Rosales. Luego se prevé realizar una ampliación adicional de Oldelval en este mismo tramo y la construcción del oleoducto Vemos desde Allen a Punta Colorada (Río Negro). Adicionalmente será necesaria la ampliación de la capacidad de transporte de petróleo desde Rincón de los Sauces hasta Allen. En transporte de gas se proyecta ampliar el gasoducto GPM y construir un nuevo gasoducto desde Neuquén hasta la Carlota (Córdoba) para una mayor capacidad de transporte hacia el Centro y Norte del país en el marco de la reversión del gasoducto Norte. Esto permitirá abastecer de gas esta zona del país ante la terminación de las importaciones de gas desde Bolivia y también concretar exportaciones adicionales de gas al Norte de Chile y a Brasil a través de Bolivia o de otras rutas alternativas.
¿Cómo inciden las políticas fiscales actuales, como los esquemas de subsidios o impuestos al sector, en las decisiones de inversión y en la rentabilidad de los proyectos?
La alta carga fiscal conspira contra las decisiones de inversión y la rentabilidad de los proyectos. Entendemos que el Gobierno tiene planificada una reducción para promover mayores inversiones. El RIGI es un buen paso de reducción de carga fiscal para los proyectos incluidos en este régimen pero falta que estas reducciones se generalicen a todas las actividades; entendemos que este es un objetivo del Gobierno. Las restricciones aún existentes en el mercado de cambio (cepo) también impactan negativamente en las decisiones de inversión pero estas restricciones se han comenzado a eliminar y entendemos que las restantes se eliminarán durante el 2025.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
Estamos participando activamente de los mercados de exportación de petróleo y gas. Las exportaciones de petróleo se dirigen desde hace muchos años a numerosos mercados del exterior mientras que las exportaciones de gas por ahora están concentradas en los mercados regionales (Chile principalmente y Brasil en los próximos años). Sin embargo, a mediano y largo plazo, planificamos también participar en las exportaciones de LNG.
¿Qué planes tienen para la exploración y desarrollo de nuevas reservas en el corto y mediano plazo, y cuáles son los principales obstáculos para avanzar en esos proyectos?
Si bien nuestro foco está en el desarrollo de recursos ya descubiertos, participamos en la exploración off shore como no operadores. Los principales obstáculos para estos proyectos son los largos plazos desde las primeras inversiones hasta la puesta en producción en caso de éxito y, dependiendo de la localización de los proyectos, la falta de infraestructura de transporte.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de Shell ?
La competitividad es la clave para poder desarrollar Vaca Muerta al máximo nivel. El acceso a divisas y contar con precios en línea con los internacionales son dos de los puntos básicos que necesita el sector para desarrollarse al máximo porque son condiciones que están presentes en todos los demás países con los que queremos competir.
En un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando Shell para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
Shell tiene la meta de transformarse en una compañía con cero emisiones netas para 2050. Para eso, en Argentina tenemos un ambicioso plan de descarbonización de nuestras operaciones en Neuquén, con el que ya alcanzamos varios hitos. Uno de ellos es la erradicación de las emisiones de Alcance 2 por compra de energía para nuestras actividades de procesamiento. En los últimos años electrificamos nuestras plantas en Sierras Blancas y construimos 60 km de líneas de alta tensión para abastecerlas con energías renovables que demandamos de la red nacional a través de un acuerdo con Genneia. Nuestra meta es generar más energía y más limpia para abastecer la demanda de energía, que va a seguir creciendo en el mundo, cumpliendo al mismo tiempo con la transición.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
La infraestructura de transporte de crudo ha sido el principal desafío técnico a la hora de escalar proyectos en Vaca Muerta en los últimos años. Hoy podríamos estar produciendo mucho más en toda la cuenca si no existiera esa limitación. Pero la industria se ocupó de ese cuello de botella y ya está en marcha varios proyectos para ampliar la red de transporte y abrir nuevas vías de exportación competitivas. Hacia adelante, no se llega a un millón y medio de barriles, o el número al que apuntemos, sin vencer otros desafíos, como tener un capital humano capacitado para entregar un trabajo seguro y competitivo.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
El crudo argentino es muy bueno. Es muy demandado por los clientes. El desafío para conquistar esos mercados es que vean a la Argentina como proveedora segura y confiable en el largo plazo. Vamos camino a eso.
¿Qué planes tienen para la exploración y desarrollo de nuevas reservas en el corto y mediano plazo, y cuáles son los principales obstáculos para avanzar en esos proyectos?
Actualmente estamos produciendo 50.000 barriles de petróleo diarios y tenemos planes de llevar ese número a 70.000 en el corto plazo. Llevamos invertidos más de 3.000 millones de dólares en la cuenca, cerca de 600.000 este año, y si seguimos viendo una mejora del entorno de inversión y competitividad tenemos planes para multiplicar esos números.
¿Qué impacto tiene para su empresa la posibilidad de extender las concesiones por 20 años?
En principio, la extensión de la licencia permitirá reafirmar el cabal cumplimiento de las obligaciones por parte de tgs, su incuestionable responsabilidad y compromiso con el servicio público de transporte de gas natural, con la comunidad en la que desarrolla sus actividades, con el ambiente, y con quienes trabajan formando parte de la compañía. Al inicio de las actividades de tgs en el año 1992, la capacidad de transporte del sistema era de 43 MMm3/d. A lo largo de estos años, hemos ejecutado obras de ampliación que permitieron casi duplicar esa capacidad que hoy alcanza un total de 82 MMm3/d en términos de entregas de gas natural, incorporado más de 2.600 km de cañerías y duplicando la capacidad de compresión instalada, que permiten en la actualidad abastecer más del 60% del gas consumido en nuestro país.
Además, año a año, hemos realizado fuertes inversiones en mantenimiento para preservar el estado de la infraestructura, e incorporamos nuevas tecnologías y mejores prácticas para garantizar la seguridad, eficiencia y confiabilidad de las operaciones. No obstante, es importante resaltar no solo el compromiso asumido por tgs en la operación de su sistema de transporte licenciado, sino también puntualizar su involucramiento y proactividad en el desarrollo de infraestructura energética en general. Un claro ejemplo son las inversiones en infraestructura midstream ejecutadas por tgs en Neuquén que impulsaron el desarrollo de las reservas de Vaca Muerta que hoy permiten saturar los gasoductos troncales.
Como es de público conocimiento, la reciente ampliación del Gasoducto Perito Moreno propuesta por tgs bajo la figura de Iniciativa Privada, que contempla además obras de ampliación en el sistema de transporte licenciado, no hace más que reforzar la vocación inversora de tgs en obras de infraestructura estratégicas que contribuyen al interés público nacional, y al crecimiento económico y social de Argentina.
En ese sentido, la extensión del plazo de licencia por 20 años resulta fundamental para viabilizar obras de ampliación de transporte, considerando que involucran inversiones de capital intensivo y requieren largo plazo de recupero para lograr tarifas competitivas para el usuario final, y que además tienen un fuerte impacto positivo por su contribución al desarrollo de la industria energética con recursos propios.
¿Consideran que el marco regulatorio actual es adecuado para garantizar la estabilidad durante este nuevo período de concesión?
La actividad regulada de transporte se rige bajo la Ley 24.076, la “Ley del Gas”. Por lo tanto se cuenta con un marco regulatorio; el problema es que no ha sido respetado a lo largo de la historia de tgs.
Es por eso que hoy resulta clave recrear el ambiente de confianza y certidumbre que despierte nuevamente el interés de las Licenciatarias de retomar el rol inversor, para ofrecer a la sociedad un servicio seguro, confiable y de calidad, operando con un marco regulatorio que sea sostenible a largo plazo.
Todo el sector energético e industrial necesita contar con reglas claras y previsibles, estabilidad fiscal, condiciones tributarias y cambiarias que atraigan la inversión y faciliten el acceso al financiamiento. Solo así Argentina podrá aprovechar la ventana de oportunidad de explotar sus inmensos recursos hidrocarburíferos de Vaca Muerta en el período de transición energética que atravesamos.
En ese sentido valoramos las recientes medidas adoptadas por el Gobierno Nacional tendientes a promover la inversión y el desarrollo. El desafío de Argentina será respetar los marcos regulatorios a través del tiempo, es decir sostener y dar continuidad a las políticas energéticas a largo plazo.
¿Tienen proyectos que podrían beneficiarse del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)?
En junio de este año, hemos elevado al Ministerio de Economía una propuesta de obras que involucran 700 MM U$S de inversión, que incluyen la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno para aumentar su capacidad de transporte de 21 MMm3/día a 35 MMm3/día desde Tratayén hasta Salliqueló, y una ampliación complementaria en el sistema regulado de tgs para que el gas natural incremental acceda a las áreas GBA, Litoral y Norte del país en el invierno 2026.
La Iniciativa Privada de tgs ha sido declarada por el Gobierno de Interés Público Nacional, por los significativos beneficios en la balanza comercial de más de 700 MM U$S por año y ahorros ficales de más de 500 MM U$S por año, todo ello por sustitución de importaciones de energéticos.
La ampliación propuesta en el Gasoducto Perito Moreno será adjudicada por el Gobierno en el marco de un proceso de Licitación Pública que encarará a tal efecto. En caso que tgs resulte adjudicada desarrollará el proyecto bajo el Régimen de Incentivos de Grandes Inversiones.
¿Qué inversiones planean realizar si se confirma la extensión de la licencia?
Más allá del resultado de la licitación de la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, en la cual tgs podrá o no resultar adjudicada, tgs financiará y ejecutará la ampliación de su sistema regulado bajo el amparo de su licencia y en los términos de la Ley del Gas, para que el gas natural puesto en Salliqueló acceda a los usuarios, asegurando de esta manera los objetivos de abastecimiento y el interés público perseguido.
Adicionalmente, tgs continuará invirtiendo en obras y trabajos que apunten a la seguridad y confiabilidad del sistema, y encarará un proceso de modernización tecnológica de las operaciones y del negocio adecuado al nuevo contexto, lo que se traduce en calidad del servicio y satisfacción de nuestros clientes.
¿Consideran que los incentivos fiscales y aduaneros son suficientes para atraer nuevas inversiones al sector?
Considero que el Gobierno Nacional ha dado pasos ciertos para recrear condiciones de confianza en Argentina con el objetivo de atraer inversiones. Ya son varias las empresas del sector que inscribieron o inscribirán próximamente sus nuevos emprendimientos de manera oficial en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que ofrece condiciones de previsibilidad, incentivos fiscales y jurídicos durante 30 años, los que resultan fundamentales para lograr la competitividad de los proyectos, y disminuir riesgos de recupero de inversiones de gran magnitud. También ha sido considerado de sumo valor las medidas adoptadas por el Gobierno que flexibilizan las importaciones y exportaciones, en un marco de libre mercado y alineamiento con los precios internacionales, que permitirá reducir las distorsiones actuales.
Por ultimo destacar que, tgs continuará trabajando fuertemente para reforzar su posicionamiento y protagonismo como “Integrador” de todos los eslabones de la industria energética, desde la boca de pozo hasta los centros de consumo, entendiendo que la integración coordinada genera una sinergia virtuosa que da valor a los productores, a los consumidores, a la compañía y al País en su conjunto.
El gobierno ha rechazado la “agenda 2030” que incluye acuerdos ambientales, en un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando Excelerate Energy para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
En Excelerate Energy creemos que la transición energética es un proceso que el mundo ha encarado de modo muy responsable y para Argentina, como país productor de gas y potencial exportador de GNL es también una gran oportunidad económica.
En este sentido, tenemos estrategias integrales para garantizar la sostenibilidad de la operación de nuestra empresa y acompañar así, con un impacto positivo, los esfuerzos que realiza el mundo para reducir las emisiones de carbono.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
Nuestra empresa tiene la capacidad de consolidar el offtake de GNL argentino en los principales mercados del mundo. En este sentido, vemos que el desarrollo de Vaca Muerta y de proyectos de GNL, que comienzan a mostrar avances nos permiten pensar en el país como un exportador. La demanda hacia el 2030 crecerá de forma importante y tenemos la capacidad de tener un rol central en este contexto.
Dado el contexto global de fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas, ¿cómo afecta la desregulación de precios locales a la competitividad y planificación estratégica de Aconcagua Energía?
Es positivo que el mercado local refleje el precio internacional, dado que acopla la visión de inversión a los pronósticos de todos los analistas del mundo. La clave está, entonces, en acompañar este proceso con una política fiscal y un marco regulatorio estable que ofrezca incentivos para fomentar inversiones estratégicas.
En Aconcagua Energía, trabajamos en escenarios de precios variables y ajustamos nuestra planificación estratégica para optimizar la producción y reducir costos; la volatilidad de precios representa tanto un desafío como una oportunidad para las empresas que gestionan eficientemente sus recursos y miran al futuro. Y nuestro modelo de negocios integrado nos permite hacer frente a los diferentes escenarios que se puedan presentar.
El gobierno ha rechazado la “agenda 2030” que incluye acuerdos ambientales, en un mundo que avanza hacia la transición energética, ¿qué estrategias está adoptando su empresa para equilibrar la producción de hidrocarburos con las nuevas políticas ambientales?
En Aconcagua Energía, adoptamos una visión integral que equilibra la producción de hidrocarburos con una transición energética que tiene como objetivo la sostenibilidad. Entendemos que la transición debe ser ordenada y pragmática, para no afectar el desarrollo económico ni la competitividad del país. Entonces, nuestra estrategia incluye la inversión en proyectos de energía renovable, lo que nos permite reducir la huella de carbono de nuestra actividad. Además, estamos comprometidos con la eficiencia energética y la modernización de nuestras operaciones para minimizar el impacto ambiental, mientras garantizamos la competitividad de nuestros productos y en definitiva la sustentabilidad del negocio.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan en términos de infraestructura y transporte de hidrocarburos, especialmente para maximizar el potencial de reservas como Vaca Muerta?
Independientemente que hoy Aconcagua Energía no se encuentra operando en la formación Vaca Muerta, sí podemos mencionar que los principales desafíos se encuentran en términos de infraestructura, transporte y logística; estos siguen siendo los cuellos de botella en los sistemas de oleoductos, gasoductos y la falta de vías de evacuación de la producción. En ello se está trabajando y vemos también un gran fomento por parte de los gobiernos de Neuquén, Río Negro y Mendoza, las plazas donde nosotros operamos, que están alineados con las iniciativas privadas que han tomando cartas en el asunto y cada provincia busca trabajar para que rápidamente se desarrolle la infraestructura que elimine los cuellos de botella.
Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para Argentina, pero su desarrollo requiere de inversiones significativas en infraestructura. La construcción y finalización de los nuevos gasoductos y oleoductos, así como la ampliación de los puertos para la exportación hará que ese problema comience a resolverse. La industria necesita de la planificación a largo plazo y la continua coordinación entre el sector público, el privado y todos los actores que conforman el entorno (incluyendo cámaras, sindicatos, empresas, gobiernos) para superar estos obstáculos trabajando de manera articulada.
¿Cómo inciden las políticas fiscales actuales, como los esquemas de subsidios o impuestos al sector, en las decisiones de inversión y en la rentabilidad de los proyectos?
Aconcagua Energía, al igual que otras empresas del sector, requiere un marco fiscal claro y predecible que impulse la inversión en infraestructura y exploración, sin distorsionar los precios de los productos. Solo con un enfoque diferenciado y estratégico podemos asegurar la rentabilidad y sostenibilidad de los proyectos a largo plazo. Las políticas fiscales, como los subsidios y los impuestos, juegan un papel fundamental en la toma de decisiones de inversión. Si bien los esquemas de subsidios pueden tener un impacto positivo a corto plazo, en el largo plazo generan distorsiones que afectan la competitividad del sector. Por otro lado, los impuestos y tasas elevados sobre la producción o las exportaciones dificultan la rentabilidad de proyectos clave, lo que no alienta la inversión y deja sin desarrollar reservas que podrían dar la respuesta laboral a las cuencas convencionales maduras del país.
En este sentido, creemos que es necesario un RIGI específico para las zonas o áreas de explotación convencionales (diferencial frente a los no convencionales), que permita reconocer las particularidades y desafíos propios de estos yacimientos que ya tiene muchos años de desarrollo y el margen de rentabilidad es muy inferior a los yacimientos no convencionales (que además, cuentan con incentivos fiscales a la medida). Una adecuación tributaria para este tipo de desarrollos, por ejemplo, podría ofrecer incentivos fiscales y normativos ajustados a las características de las áreas convencionales, facilitando la inversión en exploración y desarrollo de nuevas reservas.
Con la apertura de nuevos mercados internacionales para exportación, ¿qué estrategias están implementando para posicionar el crudo y el gas argentino en el contexto global?
La apertura de nuevos mercados internacionales para la exportación es una gran oportunidad para posicionar el crudo y gas argentino a nivel global. En este contexto, estamos enfocándonos en mejorar la calidad y eficiencia de nuestros productos, para ser competitivos en mercados internacionales. Además, estamos invirtiendo en la reducción de la huella de carbono de nuestros proyectos, lo cual es cada vez más relevante en un mundo que prioriza la sostenibilidad y en el cual inversores y compradores cada vez son más exigentes con los controles que se realizan para tener una trazabilidad de la producción.
¿Qué planes tienen para la exploración y desarrollo de nuevas reservas en el corto y mediano plazo, y cuáles son los principales obstáculos para avanzar en esos proyectos?
En el corto y mediano plazo, estamos comprometidos con la exploración y desarrollo de nuevas reservas en áreas convencionales, particularmente en nuestras concesiones de Mendoza, Neuquén y Río Negro. Recientemente, obtuvimos la prórroga por 10 años más para una parte de nuestras áreas en Río Negro (las que operamos a través de un acuerdo con VISTA) y también nos adjudicaron el bloque Payún Oeste, en Mendoza, el cual cuenta también con una ventana de oportunidad a la formación Vaca Muerta. Aunque no descartamos la incursión en áreas no convencionales en el futuro, nuestra prioridad sigue siendo el desarrollo de campos convencionales, donde todavía hay mucho por desarrollar y producir, si consideramos que cerca del 40% de la producción nacional de hidrocarburos proviene de este tipo de yacimientos.
En este sentido, estamos invirtiendo en nuevas tecnologías para mejorar la eficiencia de la perforación y reducir los costos de producción, con un enfoque claro en maximizar la rentabilidad de nuestros proyectos convencionales.
También estamos certificando nuestros procesos para garantizar la confiabilidad en nuestra gestión operacional. En cuando a los principales obstáculos para avanzar en estos proyectos incluyen la falta de profundidad y plazo de financiamiento local, la limitación en la infraestructura para el transporte de hidrocarburos y a veces la falta previsibilidad regulatoria, variables esenciales para incentivar la inversión a largo plazo en estas áreas. A pesar de estos desafíos, seguimos apostando al sector convencional, con una mirada optimista sobre el futuro energético de Argentina, y seguimos invirtiendo en el desarrollo de estos recursos estratégicos para el país, y contribuyendo al desarrollo de nuestras comunidades, a través de la implementación de programas y el acompañamiento de actividades que agreguen valor social.
¿Solicitarán la prórroga de la concesión de acuerdo a la modificación de la Ley 24.076 por la “Ley Bases”?
Si, para el año entrante, nuestra expectativa central es la de lograr un dictamen favorable a nuestra solicitud de extensión de la Licencia de distribución por veinte años más. Recordemos que las Licencias otorgadas en 1992 tendrán un primer hito en 2027, año en que se producirá el vencimiento de la misma y en el que las licenciatarias que así lo deseen pueden solicitar, ad referéndum de lo que dictamine el Poder Ejecutivo, una extensión de esta por el lapso mencionado.
¿Qué ajustes o modificaciones esperan que se incluyan en la próxima revisión quinquenal para garantizar la sostenibilidad del servicio?
Esperamos que la nueva pauta tarifaria, emergente de un proceso de revisión quinquenal, permita establecer valores adecuados, que no sólo cubran todos los costos de prestación de servicio, sino que también sean accesibles para los usuarios, promoviendo un equilibrio entre sostenibilidad empresarial y bienestar del cliente. Tenemos confianza en que se abre un nuevo capítulo en nuestro sector, donde se dejen atrás años de funcionamiento irregular del marco regulatorio, y se normalice el negocio y la prestación del servicio en todos los aspectos.
¿Qué impacto prevén que tiene en la morosidad de los usuarios la quita de subsidios?
Los niveles de morosidad se mantienen en términos históricos.
¿Qué estrategias están considerando para mejorar la eficiencia operativa y reducir costos en un contexto de menor subsidio estatal?
Luego de varios años con actualizaciones tarifarias que no acompañaron el índice de inflación, las recomposiciones tarifarias de este último año, nos permitió tener los ingresos necesarios para continuar brindando un buen servicio, realizar las inversiones necesarias y desarrollar nuestros programas corporativos. Cabe aclarar que ni distribución ni transporte tienen subsidio del Estado. Lo único que está subsidiado es el costo del gas.
Dados los cambios del marco regulatorio y las restricciones en materia cambiaria que aún persisten, ¿cómo están gestionando las inversiones a largo plazo para garantizar la sostenibilidad y modernización de sus operaciones?
Desde la perspectiva de PCR, que somos una compañía de capitales nacionales, no hemos dejado nunca de asumir nuestros compromisos de inversión en nuestros proyectos en el país ante las restricciones cambiarias. En ese contexto pusimos en marcha 3 parques eólicos el último año y también realizado fuertes inversiones en nuestras áreas de producción y exploración de hidrocarburos en La Pampa y Mendoza. Para adelante tenemos un fuerte compromiso inversor para la construcción de unos 440MW eólicos sumado a unas obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico en la provincia de Buenos Aires y en la actividad petrolera adquirimos las áreas Llancanello del proyecto Andes de YPF.
Ambas iniciativas requieren importantes inversiones de la compañía que vamos a llevar adelante los próximos años. De todas maneras, entendemos que la eliminación de las restricciones cambiarias seguramente mejorarán las condiciones de la Argentina sobretodo para que aparezca una mayor oferta de financiamiento internacional proveniente de multilaterales y de bancos de desarrollo para asistir en este tipo de proyectos de empresas sólidas y con propósitos ajustados a la transición energética de la Argentina.
Respecto al marco regulatorio, en la actividad hidrocarburífera los cambios que introdujo la ley Bases fueron positivos para estimular la exportación de crudo y asimismo el sinceramiento de los precios de los combustibles contribuyeron a que en el mercado interno, la comercialización de petróleo también registre valores que mejoraron la rentabilidad del sector. En lo que refiere al mercado eléctrico, el marco general no registro cambios significativos a excepción de las tarifas que se ajustaron luego de muchos años de retraso y subsidios.
El actual esquema tarifario aún contiene un alto grado de subsidios, ¿cómo afecta esta política a la rentabilidad de su empresa y qué propuestas considera viables para lograr un equilibrio entre accesibilidad para los consumidores y sostenibilidad financiera para el sector?
El esquema tarifario eléctrico está en un sendero de normalización y las autoridades dieron los pasos posibles de ajustes para darle sostenibilidad al sistema en su conjunto. La sociedad entendió que muchos años se vivió una irrealidad en cuanto a las tarifas de los servicios y esta decisión fue necesaria para asegurar el suministro para evitar una crisis energética.
¿Es suficiente la infraestructura existente para lograr un abastecimiento adecuado?
Hoy la Argentina tiene una fuerte restricción en infraestructura eléctrica de transmisión para que pueda ingresar nueva generación al sistema. Es un enorme desafío, más aún si el país inicia una fase de crecimiento económico con lo cual sería un cuello de botella para un abastecimiento confiable para la industria, más allá de la vocación del sector eléctrico de invertir en nueva generación renovable. Confiamos en que se pueda dar prioridad a este aspecto en el corto plazo y se evalúen todas las posibilidades como si se despejó en la industria gasífera con la construcción del gasoducto Perito Moreno (ex Nestor Kirchner.)
¿Qué impacto tiene para su empresa la posibilidad de solicitar nuevas autorizaciones de transporte sin plazo?
Tiene un impacto muy favorable, dado que disipa la incertidumbre que existía en el pasado sobre la obtención o no de la extensión y permite así planificar y ejecutar con tiempo nuevas inversiones en infraestructura de transporte que requieren períodos largos de amortización.
¿Qué inversiones planean realizar si se confirma esta extensión?
Tenemos en nuestros planes invertir, en los próximos cinco años, unos 1.200 millones de dólares para seguir ampliando la capacidad de transporte de nuestro sistema y para obras de renovación de nuestros ductos actuales que incluye, entre otros, cambios de tramos por más de 200 Km.
¿Consideran que el marco regulatorio actual es adecuado para garantizar la estabilidad durante este nuevo período de concesión?
Si, lo consideramos razonable.
¿Tienen proyectos que podrían beneficiarse del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)?
Si, actualmente tenemos dos proyectos muy avanzados en carpeta que podrían beneficiarse del RIGI.
¿Consideran que los incentivos fiscales y aduaneros son suficientes para atraer nuevas inversiones al sector?
No. Vemos con mucha preocupación el impacto negativo que tiene el impuesto a las ganancias, actualmente vigente, que castiga impositivamente los saldos de deudas en moneda extranjera de las empresas. Esto va a total contramano de lo que se pretende con el RIGI. Hoy se está gravando impositivamente la deuda en moneda extranjera cuando el tipo de cambio crece en menor medida que la inflación. No se pueden hacer grandes inversiones en infraestructura sin tomar préstamos a largo plazo en moneda extranjera, por lo que los potenciales beneficios del RIGI no compensan la carga impositiva que se pretende hoy con el impuesto a las ganancias vigente. Esperamos que el Gobierno revise esta situación y se modifique rápidamente, de lo contrario, tomar deuda a largo plazo en moneda extranjera genera mucha incertidumbre fiscal.
¿En cuánto tiempo estima que las operadoras lograrán completar la capacidad de transporte que adicionará Duplicar al tramo Al-PR?
De acuerdo con la información que nos aportan nuestros clientes y el potencial de crecimiento de la producción no convencional de la cuenca neuquina, estimamos que para fines del año 2026 se estará completando la capacidad de transporte que adicionará el proyecto Duplicar cuyas obras concluirán en marzo del año 2025.
¿Cuál es su opinión sobre el estado actual de la industria en general?
Entendemos que el país se encamina hacia condiciones muchos más favorables, que en otras épocas, respecto al mercado de la energía.
¿Qué evaluación hace sobre el impacto de las medidas del gobierno en este primer año?
Creemos que el gobierno viene generando situaciones muy propicias para las inversiones, con todas las leyes y desregularizaciones puestas en marcha hasta el momento, aunque aún falta.
¿Cómo fue el desempeño de su empresa en este 2024?
Nuestra empresa, si bien redujo algunos horarios, transito el 2024 con obras importantes. Preparándonos para lo que nosotros creemos será un gran 2025, hemos agregado 4000 m2 más de naves productivas a los 9500 m2 ya instalados e incorporado una cabina de granalla y pintura que nos permitirá asegurar un acabado superficial de 600Ton/ Mes en un solo turno. Asimismo también nos encontramos evaluando la adquisición de un Robot de soldadura para vigas electrosoldadas, Tanques y estructuras
¿Qué perspectivas de expansión y desarrollo proyecta para su empresa?
Siempre estamos en búsqueda de nuevos mercados y atento a las posibilidades que vemos aparecerán en Argentina hemos entablado nuevamente contactos con nuestros parientes de CIMOLAI CONSTRUCCIONES en Italia, para establecer alianzas estratégicas
¿Qué criterios ESG (Social and Governance) aplican para priorizar la sostenibilidad en su modelo de negocio?
Siempre estamos trabajando en ese sentido y realizando mejoras para proteger el medio ambiente, como la adquisición de la cabina de granalla y pintura automática
¿Qué factores a su criterio obstaculizan o es necesario destrabar para impulsar la industria de la energía de la región?
Creemos que hay que seguir desregularizando el mercado, con acuerdos sindicales modernos que den sustentabilidad a las empresas, entre otras cosas y con un cambio de paradigma importante en lo cultural
¿Cuál es su prospectiva para el país en los años venideros?
Ojalá que el cambio cultural tan necesario para dar vuelta los fracasos, pueda sostenerse en el tiempo. Y que todos los que de una u otra forma aportamos algo para nuestro país, nos convenzamos de una vez por todas, que el esfuerzo, la calidad institucional y la seguridad jurídica son los pilares fundamentales para el crecimiento de una sociedad moderna, equilibrada y sin pobreza.
¿Cómo está viendo la situación del mercado?
Para nosotros como sector, la situación del mercado resulta desafiante. Por un lado, acompañamos decididamente las medidas macro, que son importantes y auguran esperanza, por el desarrollo de Vaca Muerta y donde todas las petroleras y en especial YPF con su plan 4x 4, marcan un norte, con la consiguiente expansión de la matriz energética de nuestro país. Pero desde la coyuntura sufrimos una pérdida de rentabilidad en nuestros negocios, de raíz multicausal, que nos preocupa. Ello deviene de que las variaciones en el precio de los combustibles no han acompañado la inflación; la caída de ventas interanuales en los meses de agosto, setiembre y noviembre fueron importantes; y el diferimiento de cargas impositivas, han mellado nuestros negocios.
¿Qué expectativas tiene respecto a 2025?
Esperamos que la reactivación económica nos permita recuperar los niveles de venta, y apostamos a ello. En todo caso, entendemos necesario, aggiornar los contratos vigentes de los operadores con las petroleras, que mantienen su estructura desde hace décadas, de modo de recomponer la ecuación económico financiera alterada en este tiempo, en forma justa, y tomando en cuenta el cambio copernicano de nuestros negocios, donde las billeteras virtuales; los requerimientos salariales; la estructura de nuestros costos; y en definitiva nuestro futuro, están sometidos a nuevas variables, que requieren un diálogo maduro, y de una reconversión estructural de nuestra parte, para resolver las asimetrías planteadas. En este contexto la posibilidad del autoservicio aparece como una herramienta útil a desarrollar en el futuro.
¿Cuáles son los temas que más les ocupan a los estacioneros actualmente?
Más allá de la coyuntura a la que ya hicimos mención, nos ocupa poder tener certeza en la transición energética en marcha, poder ser actores centrales de la nueva matriz energética, que con mucha fuerza se está impulsando en el país. Para ello necesitamos tener previsibilidad y diálogo, ahondar la interacción con los estamentos gubernamentales, petroleras, y demás actores del sistema, que nos permitan ir modernizando y haciendo más competitivos nuestros negocios. Debemos acompañar el crecimiento y transformación derivados de la mayor disponibilidad de recursos energéticos, como el gas, en un nuevo circulo virtuoso que proyecte nuestros negocios hacia el futuro. En ese contexto, el expendio de GNC al transporte de cargas y de pasajeros, son una oportunidad de negocio importante para el sector.
¿Considera que la gran competencia que se está dando entre marcas potenciará al total de las Estaciones de Servicio o dejará a muchas en el camino?
La competencia ha venido para quedarse y es muy positiva. Ello redunda siempre en un crecimiento, en la necesidad de ser mejores y prestar servicios integrales y de mayor excelencia. Y ese rumbo nos parece inexorable para crecer como empresas y como país. Debemos en ese proceso contemplar la situación particular de nuestras estaciones, que puedan quedar debajo de la línea de flotación, como consecuencia de este proceso. Competir es el eje, pero debemos generar valor en las estaciones de baja rentabilidad. Sino el crecimiento sería para unos pocos, y no podemos como sector permitirlo. Debe ser una competencia inclusiva, ello requiere creatividad y mucho esfuerzo de nuestras cámaras de acompañamiento a esos colegas, con nuestras estructuras profesionales tanto regionales como provinciales, que les permitan aprehender los nuevos desafíos de la Argentina. El nuevo mercado lo debemos construir entre todos.
*Presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina. (CECHA) Presidente de la Asociación Mendocina de Expendedores de Nafta y Afines. (AMENA)
¿Cuál es la visión y alcance de 360Energy en la industria de la energía solar?
360Energy nace a partir de nuestra convicción de que la energía solar será el principal vector de la transición energética mundial. Bajo esa visión es que hace más de 10 años trabajamos en el desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica a gran escala. 360E es una compañía solar integrada. Abarcamos el diseño, desarrollo, construcción y operación de los parques, como así también la comercialización de la energía. Hemos sido la primera compañía de la industria en utilizar paneles bifaciales y la primera en instalar un sistema de almacenamiento de energía conectado al SADI. Operamos en la industria solar de nuestro país proveyendo energía renovable tanto a Cammesa como así también a importantes industrias AAA de nuestro país bajo el programa MATER.
¿Cuáles son los últimos hitos de crecimiento o instalación dentro del país? ¿En qué cifras se encuentran hoy en día?
Hemos inaugurado recientemente el Complejo Solar 360Energy La Rioja con más de 120MW. El mismo está compuesto por tres parques contiguos, siendo uno de los más importantes en Argentina destinado al abastecimiento de energía renovable a empresas bajo MATER. Nuestros planes son continuar creciendo en este segmento y en el programa de RenMDI a través de potenciales proyectos en las provincias de La Pampa, Buenos Aires y Entre Ríos. Es importante destacar que de los proyectos adjudicados bajo el programa RenMDI, los de 360E han sido los únicos adjudicados con almacenamiento. A nuestros planes de crecimiento en Argentina se suman los proyectos que desarrollaremos para la firma Stellantis con destino de abastecer con energías renovables sus plantas automotrices de Palomar y Córdoba. A la fecha 360E cuenta con más de 247 MWdc en operación y 300+ MW bajo desarrollo en el país.
¿Qué significa para ustedes la alianza con el Grupo Stellantis?
Es un orgullo para 360E que uno de los grupos automotrices líderes del mundo nos haya elegido para acompañarlos en un proyecto tan importante y ambicioso como es la descarbonización de sus operaciones a nivel mundial. Para 360Energy es una oportunidad de crecimiento y una oportunidad de expansión formidable que pone en valor el prestigio y la calidad del trabajo que hemos desarrollado durante estos años en la industria de las energías renovables en Argentina. Estamos desarrollando más de 10 proyectos para abastecer de energía renovable a plantas industriales de Stellantis en Argentina, Brasil, México, España e Italia por más de 500 MW de potencia. Estos proyectos contarán con diferentes tipos de tecnología y, en algunos casos, incluirán también sistemas de almacenamiento de energía e hidrógeno verde. Adicionalmente, estamos explorando otras oportunidades en esos países que nos permitan expandir aún más nuestras operaciones bajo esquemas similares para abastecer a otras industrias.
¿Cuáles son los principales desafíos que enfrenta la industria solar en Argentina para su desarrollo y expansión?
El segmento de a gran escala en la industria solar está alcanzando un nivel de madurez significativo en Argentina, con más de 5 GW instalados en un corto período de tiempo. No obstante, el crecimiento futuro de la industria dependerá en gran medida de la inversión en infraestructura de redes de transporte, un aspecto crucial para garantizar resultados exitosos en el sector. Asimismo, es importante se mantengan políticas públicas que permitan a las energías renovables continuar desarrollándose en nuestro país y que permita aprovechar la potencialidad de recursos que sin duda es muy superior comparado con la gran mayoría de los otros países; y no debemos desaprovechar. Finalmente, vemos también en el corto plazo un crecimiento exponencial de los sistemas de almacenamiento, por lo que es necesaria una regulación específica que permita administrar y remunerar los beneficios que esta tecnología puede brindar, no solo a la demanda, sino también a la estabilización del sistema eléctrico.
¿Qué medidas administrativas serían clave para impulsar el crecimiento de la industria de energía renovable en Argentina?
La receptividad de las grandes demandas por la energía renovable ha sido importante en este último tiempo. Hoy hay más de 600 demandantes en la industria que comprendieron la competitividad de costo que tiene la energía solar y el valor intrínseco que conlleva en la descarbonización de sus operaciones. Argentina es aún tierra fértil ya que hay muchas oportunidades de negocio para explorar y explotar, pero es condición necesaria contar con mayor inversión en infraestructura de transporte. Es necesario trabajar en cuestiones arancelarias que faciliten el acceso a la tecnología, establecer políticas que fomenten la accesibilidad a los proyectos renovables. La estabilidad en los pagos y la cadena de suministro son fundamentales para mantener precios competitivos en un mercado dinámico.
Finalmente, la estabilidad macroeconómica es vital para una industria capital-intensivo como el requerido para nuestra industria. Un entorno de económico estable y favorable son pieza fundamental para atraer mayor inversión, acceder a tasas de financiamiento competitivas y brinden certeza y estabilidad jurídica.
Valmec es una de las empresas líderes en la fabricación de válvulas y soluciones para el control de fluidos. ¿Cuál cree que es el ADN de la filosofía que la ha conducido y la sostiene desde su fundación hace 47 años?
En la fabricación de válvulas, el mercado de Oil&Gas es una guía importante porque las compañías petroleras exigen todos los días la mejor calidad. Ahí no se puede “vender humo” porque el producto es testeado por inspecciones y auditorías. De ahí, nace la filosofía “mejora continua”, que es una frase muy corta pero en ella está el ADN de los productos de Valmec. También la inversión permanente en tecnología de máquinas y herramientas de mecanizado, junto con los diseños, nos llevó a obtener un producto de gran calidad; actualmente uno de los mejores que se fabrican en la República Argentina y todo Sudamérica.
Teniendo en cuenta que en los inicios de Valmec existía una fuerte política de importaciones ¿Cómo ve el panorama actual con la aparición de China como actor más que relevante?
El panorama actual es más difícil. En aquellos años, todavía se tenía en el subconsciente de los argentinos que los productos chinos eran de mala calidad. Tal vez, alguien recuerde la historia de los famosos “paraguas de Hong Kong”. China no era un referente. Actualmente, un producto chino es de muy buena calidad, o por lo menos, la mayoría lo son. Entonces, no podemos competir directamente con ellos porque los precios de nuestra materia prima son terriblemente superiores. Sin embargo, en Valmec tenemos una ventaja importante sobre el producto chino; la calidad garantizada y el servicio post-venta. Nosotros en 2024, tuvimos entre 6 a 8 reclamos de productos “no conformes” en un volumen de 80.000 unidades fabricadas. Lógicamente, trabajamos para el 100% de conformidad, sin embargo, esas cifras logradas son muy importantes y una garantía para los clientes.
Desde los comienzos de Valmec ¿Cuáles fueron las señales que advirtieron en el mercado respecto a la demanda de los materiales para la fabricación de válvulas ?
Valmec comenzó fabricando válvulas de bronce y algunos pocos modelos de acero roscados. Con el paso del tiempo, construimos y nos mudamos al complejo industrial de Tortuguitas, en la Provincia de Buenos Aires, que es nuestra sede actual. En ese momento, comprendí que el 80% del mercado demandaba válvulas de acero y el 20% restante era una mezcla entre acero inoxidable y bronce. Es muy diferente mecanizar acero o acero inoxidable que mecanizar el bronce, que es un material muy noble. Teniendo en cuenta esa diferencia fundamental, desde ese momento, comenzamos a darle prioridad al acero, adquiriendo la mejor tecnología disponible para su mecanizado.
A partir de lograr un producto de calidad, Valmec ha mantenido un compromiso empresario verdadero, con mejora continua ¿Cree que estos son los pilares fundamentales para lograr la excelencia?
Sí, es muy importante agregar a esto los recursos humanos. Fundamentalmente, nuestros pilares son, un buen equipo de trabajo con profesionalismo, sumando la tecnología de punta y la mejora continua. La capacitación de nuestro personal y superarnos día a día en los servicios al cliente es muy importante; hoy Valmec no tarda más de 48 horas en viajar a cualquier parte del país y algunas horas más en el caso de otros países para solucionar cualquier problema técnico que un cliente haya tenido con un producto. Gracias a nuestro sistema de gestión de la calidad, tenemos muy pocos inconvenientes.
Como resultado de ese Sistema de Gestión de la Calidad para productos y servicios, lograron 8 certificaciones internacionales y una rápida aceptación de los mercados. ¿Cómo fue el proceso para llegar a esta distinción que confiere solidez a la marca ?
No hay que confundir diseño del producto con calidad. El proceso de lograr ocho certificaciones es arduo; preparar toda la organización para que los auditores externos certifiquen la calidad de un producto es bastante complejo, sin embargo, nosotros lo hemos logrado con esfuerzo y los resultados pueden verse. En la fabricación de válvulas, es fundamental mantener la capacitación del personal porque no es sencillo enseñar estos procesos de la noche a la mañana. Esto se logra con el tiempo; convencer al personal para adaptarlo a una cultura de trabajo asociada siempre a la mejora continua y a la calidad.
Argentina es un país que exige desafíos constantes y Valmec continúa día a día creciendo y apostando al futuro. ¿Tener un instinto de superación puede ser la base para encarar ese camino de dificultades?
Sin instinto de superación y sin la apuesta de mejorar día a día, semana tras semana, no es posible crecer. Encontrar en el trabajo que hacemos, aunque sea una pequeña mejora, es muy importante. En Argentina, no hay otra posibilidad de crecer si uno no se supera todos los días.
Reconozco que los primeros productos de Valmec necesitaban mejoras y me pasaba muchas horas al día pensando cómo lograr esos cambios; por ejemplo, la creación del asiento contenido que se aplica en las válvulas de vapor y añadió un sinónimo de calidad a nuestra marca. En ese momento, la competencia no logró tener resultados eficientes y la más importante empresa productora de aceites de oleaginosas me convocó porque no encontraba una solución a la medida. Y nosotros se la dimos. Fue como una jugada maestra de ajedrez cuya estrategia provino de analizar el asiento de la Serie 600 para gas. Le propuse al cliente que revisara periódicamente la válvula y progresivamente, fuera alargando el tiempo de revisión. El asiento de la válvula nunca falló. Esa fue una gran apuesta que nos aseguró un éxito enorme.
Valmec es una marca argentina asociada a la calidad y a la seguridad. ¿Existe en esto un orgullo como creador de una marca nacional que perdura en el tiempo ?
No utilizaría la palabra orgullo, pero si diría que existe una satisfacción personal muy importante y más recordando todo el esfuerzo que fue crear Valmec y establecer su marca. El orgullo está más cerca del ego, creo que lo que he sentido personalmente es una enorme satisfacción de haber podido lograrlo.
Responder con una marca argentina a las necesidades de un mercado que demanda soluciones cada vez más exigentes, seguras y sostenibles; además de satisfacción ¿Cree que formando parte de Valmec, existe un sentido de pertenencia al sentir que un producto argentino es distinguido y reconocido?
Existe un fuerte sentido de pertenencia. Nuestros productos son muy reconocidos; por ejemplo, el caso de una petrolera de Colombia. Esa empresa reconoce a nuestro producto por la garantía que le brinda y la seguridad de no tener ningún incidente. Ellos nos compran todas las válvulas de alta exigencia, como son las de serie ASME 900 y 1500. Eso demuestra que en la Argentina, se pueden hacer cosas de muy buena calidad y desde luego, refuerza el sentido de pertenencia. Siempre tengo en mente al equipo profesional de Valmec; cada uno de ellos, siente ese sentido de pertenencia y van aprendiendo a superarse con el transcurrir del tiempo, para lograr mejores diseños y desde luego, mejores productos. Nuestro presente es un ejemplo de todo eso.
Valmec es una empresa que siempre está comunicando innovación y crecimiento ¿Considera que actualmente está protagonizando una nueva etapa de expansión?
Sí, el proceso de expansión existe; ampliamos nuestro complejo industrial de Tortuguitas a 9.000 m², hemos incorporado nuevos centros de mecanizado en los últimos años, que hacen posible fabricar cuerpos de válvulas hasta 24”, en series ASME hasta 2500. También instalamos un centro de soluciones integradas en Neuquén, con una superficie total de 6.600 m², cerca del yacimiento Vaca Muerta, entre muchas otras mejoras.
Siendo su fundador ¿Cómo se siente ocupando en Valmec, un lugar de referencia e inspiración para el futuro de las nuevas generaciones?
Me siento satisfecho. Está vigente un proceso para reciclar los recursos humanos durante los últimos diez años; se hizo con bastante paciencia y resultó bastante efectivo. Considero que es necesario; que las nuevas generaciones vengan con ideas renovadas, pero continuando la misma filosofía. Esta nueva etapa la está llevando adelante con bastante firmeza mi hijo Leandro, que es el actual conductor de la empresa. No es fácil hacerlo, pero lo está logrando muy bien.
A partir de los cambios constantes y desafíos por venir, ¿Cómo cree que Valmec se adaptará en los próximos años y cómo está preparándose para afrontarlos y volver a superarse?
Hablar de futuro es bastante difícil. Creo que casi habría una sola filosofía; de existir el futuro como concepto, es el motor que te lleva a seguir mejorando los diseños y continuar adquiriendo tecnología para que cada día, la vida útil del producto sea mejor. Por ejemplo, el aporte de productos metálicos sobre algún otro metal; tecnología que no existía en Argentina 10 años atrás y que Valmec va a adquirir para mejorar la vida útil de su producto y para intervenir en otros nuevos mercados, como los que demandan metal-metal en las válvulas.
Para las aplicaciones de Oil&Gas, es muy importante que logremos fabricar la válvula con asientos metálicos y piezas recubiertas con productos como carburo de tungsteno y algunos otros complementos que mejoren la performance de la esfera. Otro punto importante es, mejorar el diseño en todos los aspectos posibles, seguir invirtiendo en la tecnología para obtener menores costos y continuar siempre con la mejora continua para lograr la mejor calidad jamás fabricada, como parte de nuestra filosofía. Ese es el único camino para el futuro.
Axion Energy y la Dirección Operativa del Comité Ejecutivo de Lucha contra la Trata, del Ministerio de Seguridad de la Nación, firmaron un acuerdo para sumar su red de estaciones de servicio a la campaña que dicho Comité Ejecutivo lleva adelante para alertar sobre el riesgo de captación y explotación de personas por parte de redes y organizaciones de tratantes dedicadas a tal fin.
Las estaciones de servicio de Axion Energy fueron pioneras en capacitar a su equipo en la prevención de trata de personas a través de un programa en conjunto con el ministerio de Seguridad que busca informar, educar y generar un cambio significativo en la percepción y acción frente a esta grave problemática.
Con la firma del acuerdo entre Verónica Toller, directora Operativa del Comité Ejecutivo para la Lucha contra la Trata y Explotación de Personas, y Agustín Agraz, vicepresidente de Asuntos Corporativos de Axion Energy, se relanzó el trabajo conjunto para sumar acciones destinadas a implementar políticas, planes y herramientas en materia de capacitación y difusión del flagelo de la trata de personas.
“Las estaciones de servicio son clave para la prevención de la trata”, indicó Verónica Toller. “El rol de quien atiende en dichas estaciones puede llegar a ser clave y de mucha ayuda en la identificación de posibles situaciones de trata. Este vínculo con Axion Energy es fundamental”, aseguró.
Agraz, por su parte, puso énfasis en que “la primera etapa de la capacitación de nuestros vendedores de playa sobre prevención de trata de personas ha sido realmente un éxito porque más del 90 % han realizado el curso que hemos brindado en conjunto con el Ministerio de Seguridad. Estamos convencidos de que podemos seguir por este camino, con las capacitaciones y acciones conjuntas para que nuestras estaciones de servicio sigan cumpliendo con su rol social en cada lugar donde están instaladas”, concluyó el vicepresidente de Asuntos Corporativos de Axion Energy.
La trata y la explotación de personas constituyen una de las más graves violaciones a los derechos humanos. Es sin lugar a dudas una problemática social cuyo combate debe potenciar los esfuerzos que realizan el sector público, la sociedad civil y el sector privado.
En este sentido, Axion Energy reafirma su compromiso de colaborar activamente en la erradicación de este flagelo, fomentando un entorno ético y seguro en sus estaciones, y uniendo esfuerzos para garantizar la protección de la dignidad y los derechos de todas las personas.
Argentina puede ser un polo global de energía, aprovechando gas, petróleo y renovables. Con infraestructura y políticas federales, impulsará un crecimiento económico y social sostenible y bien federal
El potencial energético argentino: motor de un crecimiento económico y social
Una persona entra a su casa después de un día de trabajo, enciende las luces, deja sus pertenencias al cerrar la puerta y se cambia de ropa. Afuera hace frío, por eso recurre a la calefacción para acondicionar el ambiente. Se lava las manos y va a prepararse una comida. Abre la heladera, saca lo que necesita y enciende la cocina. A la par, prende la TV para hacerse compañía y enterarse de las noticias más resonantes del día. Mientras, lentamente, se cocina la comida y se toma una ducha caliente.
En esos pocos 15 minutos, esa persona utilizó agua corriente, energía eléctrica y gas natural, y pudo disponer de esos recursos al instante que lo requirió. Tal vez, no nos damos cuenta de cuánto dependemos de esos tres servicios básicos, esenciales, ni tampoco de cuánto depende el desarrollo argentino. Incluso, cuánto más podríamos crecer si utilizáramos inteligentemente los recursos de los que goza nuestro país.
Si bien es indispensable contar con la riqueza natural necesaria para generar energía -ya sea solar, eólica, hidroeléctrica, gas natural, petróleo, nuclear, etc.- la industria energética en Argentina (y en el mundo) requiere de un gran esfuerzo para que esos recursos estén a disposición de los usuarios residenciales, comerciales e industriales. No olvidemos que debemos abrirnos al mundo especialmente en la exportación de Energía, Minería, Alimentos y Nuevas Tecnologías.
En los últimos cinco años y con Vaca Muerta como motor, la producción de gas natural en Argentina se incrementó en torno al 17%1 . Sin embargo, la producción gasífera del yacimiento neuquino ascendió más del 60%. Esto implicó que, de aportar alrededor del 30% del total producido, Vaca Muerta actualmente produce más del 40% del total del gas natural argentino. Por su lado, la energía eléctrica sufrió un traspié en los años de Pandemia y, aun así, en los últimos cinco años, subió en torno al 9% 2. Estos datos demuestran que tanto la industria gasífera como la eléctrica están en desarrollo, pero lento, para las posibilidades reales de crecimiento que sus recursos naturales permiten.
Un verdadero país Federal
Un país no solamente es el territorio que queda dentro de las fronteras que se han determinado anteriormente, sino el resultado de la suma de fortalezas y debilidades, de las competencias de su gente y de sus capacidades de organizarse y asistirse entre sí para vivir armoniosamente.
En cuestión energética, nuestras fortalezas son muchas: Argentina tiene potencial para desarrollar un parque eólico de excelencia; tiene a su vez muchas posibilidades de explotar la energía solar; agua, ríos y caudal para crecer aun más en energía hidroeléctrica; y tiene el segundo depósito de shale gas del mundo y el cuarto de petróleo no convencional. Asimismo, cuenta con una capacidad técnica para desarrollar todo ese potencial energético y una vasta experiencia en el sector. Dentro de nuestras debilidades, se encuentran la infraestructura y, muchas veces, las decisiones políticas que llevan a pensar al país en forma mezquina y no en forma federal, que sería ideal para su crecimiento.
Para ello, debemos tener la capacidad de mirar hacia adelante, poniendo en juego todas las variantes y, a la vez, no tenemos que dejar de pensarnos como país. Si no lo hacemos federalmente, si no entendemos que el desarrollo regional es vital para el federalismo, nunca podremos aprovechar plenamente nuestras fortalezas ni sortear nuestras debilidades.
Infraestructura y buenas decisiones: los desafíos a futuro
A nivel infraestructura, el mayor desafío es liberar todas nuestras potencialidades. En ese sentido, debemos ser inteligentes en los proyectos que se desarrollen, para que contribuyan a abrir la economía, generar trabajo y a que nos posibiliten explotar nuestras fortalezas, como el potencial energético argentino.
Esto implica, en primer lugar, reforzar el transporte eléctrico a nivel nacional y, sobre todo, a nivel regional. Esto nos permitiría, por ejemplo, aprovechar los recursos de la Patagonia y desarrollar esa región tan rica. Por otro lado, es indudable la riqueza minera -con el litio, cobre, etc. como principales recursos- y la necesidad de repotenciar el transporte eléctrico brindando la infraestructura necesaria para generar ingresos al país en forma equilibrada. Al mismo tiempo, permitiría robustecer un sistema que es uno de los pilares fundamentales para el desarrollo, procurando mirar al futuro con nuevas tecnologías electro intensivas.
Con una mirada aun más amplia, Argentina puede ser un polo energético. Así como antes fue pensada como el Granero del Mundo, Argentina hoy puede ser abastecedora de energía. No únicamente de energía eléctrica a nivel nacional, sino fundamentalmente de gas y petróleo a nivel mundial. Justamente, el otro punto para desarrollar es la infraestructura gasífera. La tecnología nos permite hoy avanzar en la explotación de yacimientos de gas y petróleo no convencionales; por eso, Vaca Muerta pasó a ser una realidad. Argentina tiene un potencial gasífero sumamente importante a nivel mundial y un tiempo acotado para su extracción dada la transición energética que se transita.
En este sentido, debemos ser inteligentes y sostener el crecimiento de una industria, la gasífera, que potencia a todas las otras, que es el motor de un crecimiento que Argentina necesita y puede lograr. Para ello, hay que sumar infraestructura pensando en los núcleos poblacionales y, fundamentalmente, en los núcleos productivos y de exportación.
No olvidemos que el gas natural es un recurso, también, para la generación eléctrica. Para ello, insistimos en el desarrollo y la integración regional, para fortalecer las regiones y ponerlas en competencia con otros lugares del mundo. También, para desarrollar vías y logísticas de exportación, ya sea a través de gasoductos, como puede ser hacia Uruguay y Brasil en forma directa, o con plantas de GNL, en Río Negro y/o en Buenos Aires, para el mundo.
El desarrollo energético es indispensable para el crecimiento argentino. Y ello solo será posible si tomamos decisiones contundentes y realizamos inversiones significativas, que consoliden una nueva Argentina.
*Presidente de Transnoa y Presidente de Gasnea
Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación y el INDEC. ︎
Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación ︎
Calfrac refuerza el desarrollo de Vaca Muerta con servicios de fractura, coiled tubing y cementación de clase mundial, apuntalando su cadena de abastecimiento y trabajando con proveedores locales para superar desafíos logísticos y potenciar el crecimiento energético argentino
En Calfrac estamos profundamente comprometidos con el desarrollo sostenible de Vaca Muerta. Nuestro propósito es acompañar su crecimiento con servicios de Fractura, Coiled Tubing y Cementación de clase mundial. En el desarrollo de nuestras actividades y con el objeto de acompañar el crecimiento energético trabajamos en conjunto con nuestros proveedores locales, las autoridades y actores clave del sector buscando sinergias e implementando mejoras continuas para superar los desafíos estructurales que enfrenta esta región estratégica para Calfrac a nivel mundial.
Uno de los mayores retos que enfrentamos hoy consiste en optimizar nuestra cadena de abastecimiento para asegurar la provisión del equipamiento necesario que nos permita atender la creciente demanda de servicios especializados. Los niveles de competitividad y la dinámica de Vaca Muerta han generado un incremento exponencial en la necesidad de maquinaria técnica, repuestos y servicios y la necesidad de garantizar su disponibilidad en los tiempos operativos requeridos y en las condiciones de calidad acorde a los estándares de Calfrac.
Para ello Calfrac se apalanca en el desarrollo de proveedores locales a fin de incrementar su capacidad operativa y atender las necesidades que demanda la industria complementando su cadena de valor con la importación de determinado equipamiento específico y de mayor tecnología con plazos de fabricación restringidos por las capacidades actuales de fabricación nacional. La alta demanda sobre los fabricantes locales suele extender los plazos de entrega de la maquinaria, lo que dificulta responder de manera ágil a las oportunidades del mercado.
Las dificultades para contar con el equipamiento a tiempo y acompañar en consecuencia el incremento de actividad en la cuenca neuquina impactan en las oportunidades de crecimiento y requieren mayor flexibilización en la importación de equipos reacondicionados disponibles en otros mercados que podrían utilizarse para cubrir necesidades críticas, permitiendo la incorporación de tecnología de manera inmediata mientras se consolida la capacidad local de producción. Potenciales cuellos de botella en la cadena de suministro dificultan afrontar nuevos desafíos y ponen en riesgo la capacidad de acompañar el crecimiento sostenido de Vaca Muerta frente a otras cuencas a nivel mundial.
Desde Calfrac, entendemos que resolver este desafío es clave para seguir impulsando la industria energética en el país. Confiamos en que, a través de un trabajo colaborativo entre el sector privado, las autoridades y los proveedores locales, podremos encontrar soluciones que equilibren el desarrollo industrial nacional con la necesidad de disponer de equipos de forma ágil.
Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para el crecimiento energético de Argentina y la región. Superar estas barreras permitirá no solo potenciar su desarrollo, sino también fortalecer la posición del país como referente global en la producción de hidrocarburos no convencionales. Estamos convencidos de que, con diálogo, innovación y esfuerzo conjunto, podremos lograrlo.
*Director General / Calfrac Well Services Argentina
Pronósticos fallidos y planes imperfectos conviven en la historia. De Vaca Muerta a Silicon Valley, los planes, aunque desordenados, han logrado sortear azares y definir futuros.
Escribir para fin de año es un clásico que perdura. Balances y augurios son los textos más frecuentes, sabiendo que los augurios son una forma abierta o encubierta de pronóstico. Y en este punto, muchos no somos muy proclives a revisar nuestros pronósticos/augurios previos. Resulta más cómodo revisar el ajeno, porque el propio suele dar molestias, por decirlo elípticamente.
Otra actitud es hacer balances, que parece más fácil si sólo fuera eso. Pero nos tentamos con propuestas, acompañadas de vaticinios de futuros torcidos de no cumplirse las mismas. Con lo cual, volvemos al punto previo acerca de los pronósticos. Como sabemos, de escuchar y leer, el pronóstico pretende saber cómo será el futuro. O al menos, aproximar. Tarea reservada a los dioses, para los creyentes o en gran medida dominada por el azar para los agnósticos. Sin embargo, los humanos queremos pronosticar y ser pronosticados. Aunque nos adviertan, cual Tu Sam, que puede fallar.
Caso Vaca Muerta
No parece necesario hacer un estudio exhaustivo de los innumerables vaticinios, acerca de lo que iba ocurrir con el desarrollo de Vaca Muerta si se tomaba tal o cual medida económica, o no se tomaba, o la interna o las primarias o, lo que fuera. De pronto miramos para atrás y vemos esto La tentación me llevó a preguntarle a un grupo de jóvenes, qué país veían en el gráfico y si estaban dispuestos a proponer inversiones en el mismo. Obviamente no podía ser Argentina. Excepto por el 2020 y la pandemia COVID-19 que afectó a todo el mundo, no se perciben los hitos notables que cualquiera se animaría a mencionar. Usando la jerga de los abogados del ex pos facto, todos los pronósticos tendrán su justificación.
Caso PUNTOCOM y punto
Después de 1995, muchos vaticinaron el fin de la hegemonía de las industrias tradicionales (acero, petróleo, etc.), que serían superadas por las nacidas del Silicon Valley y sus desprendimientos. Lo decían las bolsas de valores, con las acciones creciendo por encima del resto. Pero también lo fundamentaban analistas económicos y políticos. De pronto todo cambió y pareció ser una burbuja. Hoy, NASDAQ es una de las bolsas de valores más importantes de EEUU. Nadie puede negar el poder de los hard y los soft en el mundo actual, pero ya no se pronostica en lo inmediato que la industria y las guerras se hagan con bits. Mientras Bernard Madoff (el Lobo de Wall Street) retroalimentaba la burbuja con pronósticos, el U.S. Department of Defense seguía alimentando planes para desarrollar IA, ciencias de datos, electrónica ultracompacta, etc. Y la Security Industry Association (SIA) los sabía aprovechar bien. Lo que se pinchó fue la burbuja, no los planes.
Caso Fin de la Guerra Fría
Hubo mayoritaria coincidencia, casi abrumadora, en que la caída de la URSS y sus satélites era la entrada a un mundo abierto y más pacífico. La amenaza permanente de guerra nuclear se terminaba. Sólo faltaba acomodar a algunos dictadores molestos que, casualmente o no, estaban parados sobre inmensas reservas de hidrocarburos. Y algún que otro desajuste menor, como la guerra de los Balcanes en el medio de Europa.
No vimos, o no quisimos ver, que la “guerra fría” mutaba pero seguía cumpliendo con una de las más famosas máximas de Carl Philipp Gottlieb von Clausewitz: “La guerra es la continuación de la política por otros medios”. Sólo faltaba ponerse de acuerdo acerca de cuál sería la política de las potencias. A principios de 1992 eran EEUU y UE. A China se le daba poca importancia. Pero China tenía su política, la viéramos o no. Hoy la vemos.
Entre 1990 y 2009, excepto Ucrania y Finlandia, todos los países europeos que poseían fronteras con Rusia o Bielorrusia se incorporan a la OTAN o ya lo estaban (caso Turquía). Y, lo que es más importante, mayoritariamente poseían bases militares de la alianza. Basta acordarse de la crisis de los misiles, Cuba (1962) https://es.wikipedia.org/wiki/Crisis_de_los_misiles_de_Cuba para ver cómo reacciona un país importante al que le apuntan misiles desde 150 km de su frontera y a 1700 km de su capital. El mapa precedente es incompleto, porque no muestra el resto del mundo y el encierro por oriente sobre Rusia. Y China. Desapasionadamente, se podría pensar que la última jugada (propuesta de incorporación de Ucrania a la OTAN) era un “falta envido y truco”. El resto es la monstruosidad de la guerra. ¿Qué ameritaba este juego de pinzas a través de la OTAN? Una vez más planes y pronósticos que no parecen acoplados.
China ataca Kamchatka (the economy, stupid)
Después de la Revolución Cultural y el inicio de la Reforma Económica China (1978) hasta comienzos de este siglo, China era sólo la mano de obra barata más masiva y disciplinada del mundo. Al menos eso daban a entender políticos, economistas y empresarios, montados sobre las rentabilidades que obtenían las empresas occidentales que instalaban fábricas en China.
Un día cualquiera una empresa china comienza a ofrecer el mismo producto del que antes sólo era el proveedor de la fabricación con know-how externo. Y otro día, fabricantes chinos terminan vendiendo componentes que usa el sistema militar norteamericano. Está claro que los que pronosticaban ese avance antes de 1992 no eran tenidos muy en serio. Ni siquiera por los propios gobiernos de EEUU y Europa. Mientras tanto el gobierno chino tenía planes, los ejecutaba y corregía.
Plan no mata pronóstico, pero….
Parece poco razonable que una empresa no haga planes. Aunque luego de comprobar que los planes se desvían, pocas veces se ajustan. Porque un plan contiene pronósticos, y ya sabemos que los pronósticos no suelen cumplirse totalmente porque dependen en gran medida de hechos que llamamos azarosos1 . Es así que los planes están para atravesar pronósticos. Los planes nunca se cumplen, aún así pueden subsistir y concluir con logros esperados e inesperados. Los pronósticos pasan, los planes quedan. En los casos analizados -a vuelo de pájaro- podemos ver que Vaca Muerta fue parte de un plan, tal vez desordenado y desprolijo, ayudado por situaciones externas (precios y guerras) que logró sortear pronósticos pesimistas, bastante válidos. El caso del Silicon Valley, mucho antes de formarse NASDAQ, es fruto de un plan militar que tuvo éxitos y fracasos, a la hora contrastar sus propios pronósticos. Sin embargo, nadie duda que la idea de acelerar el desarrollo de la industria de los semiconductores, permitiendo la difusión de productos hacia la industria civil, fue altamente exitoso, más allá de cualquier pronóstico.
El caso de la OTAN y el de China, nos podrían hacer pensar que el plan de la OTAN no fue solo cercar a Rusia. ¿Ir por sus recursos? Después de todo, los planes militares se basan en la ocupación de territorios. ¿O sólo mantener acorralado al oso ruso? ¿Ese corral incluye a China? Porque es China la verdadera amenaza comercial y económica. Y no se puede dejar librada al azar y los pronósticos sin planes. Vale para la OTAN, Rusia y China. Y vale también para Argentina. La vida sigue y veremos qué nos depara. Mientras tanto, a tratar de disfrutar.
Surge la mañana de un nuevo año
Las cosas están limpias, ordenadas. El cuerpo gastado se renueva en espuma. Todos los sentidos alertas funcionan. La boca está comiendo vida. La boca está atascada de vida. La vida escurre de la boca, mancha las manos, la vereda. La vida es gorda, oleosa, mortal, subrepticia.
Carlos Drummond de Andrade
1 En la medida en que entendamos que el azar es la causa ignorada de un efecto conocido (después de Voltaire)
* Profesor de Instalaciones de Producción en Facultad de Ingeniería UBA
Argentina podría liderar la producción global de SAF gracias a su abundante materia prima y experiencia en biocombustibles. Un marco normativo y estándares internacionales armonizados son clave para su desarrollo
Hace un par de ediciones del Anuario de Energía&Negocios que vengo escribiendo sobre un tema que considero está siendo escasamente analizado en Argentina: los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF, por sus siglas en inglés).
Sin lugar a duda, los SAF son la nueva ola de innovación en materia de biocombustibles y son la herramienta fundamental para descarbonizar al sector aéreo. La aviación es un sector de difícil descarbonización, donde las posibilidades de desarrollo de nuevos paradigmas, como la electricidad o el hidrógeno, que reemplacen a las turbinas de combustión son escasas, especialmente en trayectos medios y largos, donde se concentran el 73 % de las emisiones del sector.
La cadena de valor de la aviación, agrupada en IATA, tiene como objetivo ser carbono neutral al 2025 y para ello se han planteado una canasta de medidas, donde SAF representaría el 65 % de la reducción de emisiones al 2050.
El desafío de descarbonizar el sector aéreo es mayúsculo: de acuerdo con la última resolución de la Asociación del Transporte Aéreo Internacional (IATA), para el 2050 se necesitarán producir 449 millones de metros cúbicos de SAF para cumplir los objetivos previstos. Para dar una dimensión, hoy el mundo produce 180 millones de metros cúbicos de biocombustibles, casi todos con destino al trasporte terrestre (biodiésel y bioetanol). El desafío abre una oportunidad destacada para Argentina, básicamente porque el país tiene materias primas abundantes, económicas y muy sostenibles y una importante tradición en biocombustibles y certificaciones que se pueden aprovechar para desarrollar la cadena de valor del SAF.
Para producir este tipo de combustibles limpios hay dos materias primas que pican en punta por la madurez tecnológica, la disponibilidad de materias primas abundantes y sostenibles y por sus costos:
Los aceites vegetales y grasas animales, a través de la ruta tecnológica HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids). Cabe destacar que Argentina es el principal exportador de aceite de soja del mundo, con grandes excedentes para producir SAF.
Los azúcares y almidones, a través de la ruta ATJ (Alcohol to Jet). Argentina, además de producir caña de azúcar y ser el segundo exportador de maíz (cereal con gran contenido de almidones) del mundo, posee desarrollada una cadena de valor de alcohol muy interesante, gracias a que el país mezcla bioetanol con naftas.
Argentina tiene un crushing de poroto de soja que hace años opera muy por debajo de su capacidad. Si operara a capacidad plena (70 millones de toneladas), el país podría producir el aceite de soja necesario para producir más de 12 millones de metros cúbicos de SAF, esto es la mitad de la SAF que el mundo necesitará en el 2050. Claro que este número es solamente indicativo del gran potencial, la capacidad real es inferior ya que hay demanda de otros mercados que se necesitan abastecer, pero da un orden de magnitud de las oportunidades de desarrollo de este nuevo negocio.
Lo mismo ocurre con el maíz: el país exporta 35 millones de tonelada sin procesamiento. Fermentando el almidón de dicho maíz, para luego destilarlo y deshidratarlo, se puede producir el bioetanol necesario para finalmente producir casi 9 millones de metros cúbicos de SAF.
El país cuenta con un sector agropecuario de punta, que produce materia prima con una intensidad de carbono muy baja: este activo ambiental es cada vez más remunerado y especialmente importante en el caso del SAF, donde cada gramo de CO2 que se mitiga otorga beneficios monetarios.
En el mundo ya hay 140 aeropuertos que despachan regularmente SAF, 11 rutas tecnológicas aprobadas para la producción de este producto, 53 mil millones de litro bajo acuerdos de offtake entre productores y consumidores (aerolíneas y vendedores de combustibles), 359 plantas de producción anunciadas o en construcción y 42 mil millones de dólares de inversión en el tema.
Para el desarrollo del SAF hay dos condiciones muy importantes sobre las que se puede avanzar: la primera es contar con un marco normativo. La experiencia reciente de Brasil con la ley promulgada Combustibles del Futuro puede servir como un buen marco de referencia, especialmente por haber sido una ley con mucha participación de los sectores involucrados.
La segunda condición es trabajar a nivel internacional para establecer y armonizar estándares de sostenibilidad a escala mundial. El panorama actual de los estándares y mecanismos de certificación de SAF está fragmentado, y esta falta de armonización complica el desarrollo de un mercado fluido, transparte y abundante. El esquema CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation) de la Organización de Aviación Civil Internacional para SAF en la aviación demuestran avances, pero enfrentan desafíos frente a la aparición de regulaciones que no están alineados con los criterios de sostenibilidad de este esquema. Especialmente, la política REFUEL de la UE que entrará en vigor el 1 de enero de 2025, prohíbe expresamente el consumo de SAF proveniente de materias primas muy abundantes en nuestra región (como almidón de maíz, caña de azúcar y aceite de soja).
Armonizar los estándares de CSA a nivel mundial es esencial para demostrar su efectividad en la reducción de emisiones de GEI y demás criterios de sostenibilidad, esencial para promover prácticas comerciales justas. Los criterios de neutralidad en el uso de materias primas y tecnologías son esenciales para el desarrollo de mercados basados en criterios de sostenibilidad que puedan ser demostrados y basados en ciencia.
El desafío para el sector de la aviación es mayúsculo: la oportunidad que el país tiene para ser un proveedor global de SA
*MSc Agustín Torroba Especialista Internacional en Biocombustibles Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura
La Argentina, con recursos renovables en Patagonia y amplia industria podría abastecer a Europa de hidrógeno a gran escala, porque tiene el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno
El despegue definitivo de la economía del hidrógeno a nivel mundial presenta aún grandes incógnitas: no hay demanda real en el corto o mediano plazo, no hay grandes proyectos de producción de H2 ni tecnologías de electrolización que permitan grandes economías de escala, no hay infraestructura para el transporte y almacenaje de hidrógeno y sus derivados, no hay esquemas de certificación bien establecidos que permitan acreditar las emisiones asociadas.
Todas estas cuestiones generan un marco de incertidumbre que no permite establecer precios competitivos para el comercio intercontinental ni establecer las condiciones necesarias para atraer inversiones.
Sin embargo, algunas cosas son seguras. La primera de ellas es que Europa – y en particular Alemania – está apostando fuerte al desarrollo de esta nueva industria de la energía. La principal explicación para este interés es la endeble seguridad energética europea que se puso en jaque con el conflicto ruso-ucraniano y con el disparo del precio del GNL a nivel mundial. Esta política de transición se traduce en programas de incentivos, anuncios de planes de infraestructura, desarrollo de equipos críticos de tecnología europea, algunos proyectos piloto, investigación.
También se sabe que para Europa será más barato el hidrógeno producido localmente pero que este hidrógeno no va a alcanzar. En particular, Alemania planea importar alrededor del 40% del Hidrógeno que prevé consumir para 2050. Para cubrir la demanda prevista se está planificando la construcción y adaptación de nueva infraestructura en todo el continente europeo.
En este sentido, la prioridad en el abastecimiento la tendrán las regiones europeas con buena capacidad eólica o solar (España, Escocia, Escandinavia, plantas offshore). En estos casos, el costo de producción será más elevado que los costos que se pueden alcanzar en otras zonas periféricas con condiciones excepcionales, como puede ser la Patagonia Argentina. Pero se minimizan los costos asociados a la producción de derivados del hidrógeno, a la conversión y/o reconversión, al transporte ultramarino y al almacenaje.
La segunda alternativa más barata, de acuerdo con los estudios, sería el transporte de H2 por cañerías a alta presión desde centros de producción relativamente cercanos o desde hubs de importación en el continente europeo (equivalente al transporte por gasoducto). Esta alternativa es competitiva para una distancia no mayor a 3500 km, aproximadamente, y plantea incluso el desarrollo de numerosas cañerías submarinas.
La región en la mira como primera proveedora de Europa
Lamentablemente la Argentina no podrá exportar su producción a través de cañerías de alta presión, ámbito en el que cuenta con una amplia trayectoria análoga en gas natural. Para distancias mayores, el hidrógeno deberá transportarse en forma de algún derivado: amoníaco, metanol, H2 líquido criogénico, LOHC (líquidos orgánicos portadores de hidrógeno), combustibles sintéticos y otras alternativas que podrán aparecer en el futuro. Y eso, como ya se mencionó, implica costos adicionales tanto en inversiones de capital como en la operación. Basta mirar la planificación de la infraestructura europea y las ecuaciones de costos para entender que no es América Latina la región estrella para la exportación hacia Europa sino el norte de África.
No resulta llamativo que haya sido Egipto el ganador de la subasta de H2Global, mediante la cual se adjudica un contrato por 397 millones de euros para abastecer amoníaco renovable a la Unión Europea a un precio de 1 euro por tonelada hasta 2033. Con dos claras vías de exportación en Marruecos y Túnez, África se posiciona en forma competitiva por su cercanía y su buen factor solar. La primera fase permite incentivar la oferta hasta tanto se desarrolle la infraestructura de abastecimiento por ducto hasta el corazón de Europa.
Entonces cabe preguntarse cuál es la oportunidad de América Latina, y en particular Argentina, en este contexto. La respuesta es el volumen. Si observamos los anuncios de exportación planificados para 2030 se ve claramente cómo la potencialidad productiva de Latino América y Australia supera notablemente la de las otras regiones. Y esto se debe a la disponibilidad de espacio, algo tan fundamental para el desarrollo de los proyectos de energías renovables.
Las grandes extensiones de tierra en la Patagonia Argentina, disponibles para estos proyectos, permiten llevar el potencial de producción de H2 a valores únicos en el mundo, pudiendo suplir el remanente de la demanda europea de forma confiable. Es natural además pensar que ese continente buscará medios para fortalecer su seguridad energética, complementando las importaciones por cañería, que dependen de una compleja operación transnacional, con cargamentos de derivados líquidos de H2.
La carta clave de la Argentina
En resumen, dados los volúmenes de importación planificados por Europa se espera que habrá un lugar para el desarrollo de una alternativa Latinoamericana. Pero esto no podrá materializarse en el transporte de cañerías de alta presión, campo en el que la Argentina es punta en la región. Se deberá recurrir a alguno de sus derivados, algo que muchas veces lleva al desarrollo del concepto de “hidrógenoquímica”, en comparación con la petroquímica.
Vale decir que, a diferencia de otros productos, la exportación de hidrógeno implicará una industria en sí misma. Incluirá líneas de transmisión eléctricas, sistemas de cañerías de alta presión, sistemas auxiliares de planta, sistemas de tratamiento de agua, etc. Esto sólo puede llevarse a cabo con una red robusta y madura de proveedores de equipos y servicios, programas de operación y mantenimiento, talleres de reparaciones y repuestos locales, con personal capacitado y técnicos especializados, experiencia operativa y de diseño en general.
Por este motivo, la notable historia industrial argentina – en particular en el área energética y petroquímica – es el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno. En este sentido, la Argentina aventaja a otros países de la región por contar un andamiaje sólido en términos técnicos y experiencia operativa, lo que constituye la otra materia prima necesaria y fundamental para el desarrollo de esta economía: la materia humana.
La Argentina posee la estructura de un país productor de energía, con un nivel académico reconocido a nivel mundial, a la altura de los principales centros europeos. No será complejo, dada la trayectoria y la capacidad local, transitar la curva de aprendizaje marcada internacionalmente para introducirse en la economía del hidrógeno. Y en cambio, a diferencia de otros países de la región, podrá producir resultados concretos con mayor velocidad.
*Ingeniera mecánica especialista en gas natural y transición energética
Argentina enfrenta cambios y desconcierto en su sector energético. Los anuncios presidenciales sorpresivos, la infraestructura saturada y la falta de rumbo, frenan un desarrollo vital para el país
Indudablemente, y como señalamos en la columna de este mismo Anuario a fines del año pasado, estamos viviendo tiempos de ruptura y cambios en la Argentina, y estos se reflejan en la conducción del sector energético. Comencemos por el desconcierto. Varios motivos nos descolocan respecto de lo que racionalmente es común en materia de conducción de un sector tan complejo como el energético.
El primero de ellos es que, conmemorando el primer año de gestión, el Presidente anuncia que en muy poco tiempo vamos a conocer el plan nuclear de esta gestión, remarcando la intención de construir la cuarta central nuclear (Atucha 3) y, más ambicioso aun, un proyecto de gran alcance de construcción de reactores nucleares de pequeño módulo (SMR, por sus siglas en inglés) para alimentar centros de procesamiento de datos (big data) para inteligencia artificial (IA) en la Patagonia, y destaca que la Argentina tiene una máquina de este tipo en desarrollo desde hace mas de tres décadas: el Proyecto CAREM.
Leyendo el párrafo anterior uno se asombra de la enormidad y la potencia de estos anuncios, y ante la pregunta de un alumno de posgrado de Economía de la Energía que inocentemente lanza: ¿no es una buena idea?, se hace difícil poner en duda la palabra presidencial.
Algunas constataciones: casualmente unos días antes en una reunión convocada por uno de los think tank más prestigiosos del país para hablar precisamente del futuro del sector nuclear en el país, ninguno de los especialistas allí reunidos, incluyendo funcionarios nacionales del área, estaban anoticiados de este anuncio, e inclusive muchos de ellos fundamentaron porque el proyecto CAREM no era viable.
Primera conclusión: este formidable anuncio debe provenir de usinas ajenas al pensamiento del sector nuclear argentino, o quizás seguirá el camino de otros anuncios ambiciosos que nunca se concretaron (el tren bala a Rosario, o la nave espacial que en pocas horas nos depositaria, desde un centro de lanzamiento en el Noroeste de la Argentina, en Tokio).
Segundo motivo de desconcierto: siguiendo probablemente las sugerencias y antecedentes de profesionales experimentados en el sector energético, la segunda Secretaria de Energía de esta gestión, que asumió hace pocas semanas, anunció que el gobierno llamaría a licitación para la construcción de un sistema de transmisión eléctrica en extra alta tensión, en este caso con amplios fundamentos técnicos y económicos, para comenzar a resolver el problema de la saturación comprobada del mismo y su incapacidad de sostener el abastecimiento ante eventos de falla imprevista en alguna línea o subestación.
El proyecto lleva la denominación de AMBA1, y ha sido estudiado detalladamente por los actores del sector eléctrico y por los bancos multilaterales de crédito, que aprobaron líneas de financiación especifica para llevarlo adelante. Incluso se había avanzado en un esquema de financiación a través de un cargo especifico pagado por la demanda. Sorpresivamente, en los últimos días del año, el ministro de Economía indicó que esta licitación no iba a tener lugar, porque los mecanismos de financiamiento no responden a las directivas del Gobierno.
Se podrían continuar agregando motivos al desconcierto, pero en honor a la brevedad es mejor pasar a las incertidumbres. La primera de ellas tiene que ver en cómo se podrán concretar una serie de proyectos que están en cartera en las empresas privadas y sostener un ritmo continuo de inversiones, si la infraestructura necesaria se encuentra saturada y es obsoleta.
A titulo de ejemplo mencioné anteriormente el sistema de transmisión eléctrica, al que podríamos agregarle la ampliación del sistema de transporte de gas natural. Este es un tema muy importante, porque de estas decisiones dependen grandes proyectos de exportación regionales e internacionales.
La continuación de la construcción del sistema de abastecimiento de gas natural desde Vaca Muerta, cuya primera etapa es el gasoducto ahora denominado Perito Moreno, se encuentra indefinida. La segunda etapa podría unir Saliqueló con San Jerónimo, en Santa Fe, o quizás podría ser el proyecto que TGS pretende que sea licitado por el Gobierno, construyendo plantas compresoras en el tramo existente para incrementar la capacidad actual de transporte en 19 millones de m3/día. O ambos proyectos. Este sistema completo permite transportar casi 40 millones de m3/día, abasteciendo la demanda interna y los proyectos de exportación regionales.
Muchas preguntas sin respuestas
Este verano, CAMMESA nos anticipó que en determinadas condiciones de temperatura e hidraulicidad, el sistema eléctrico no podrá abastecer la demanda máxima si no recibe aportes de importación del orden de los 2.500 MW (desde Brasil y en menor medida Uruguay), El gobierno luego de algunos pasos en falso y hesitaciones diseñó un plan de contingencia que estaría por implementar. Muy buena decisión, me dice un amigo, pero ¿qué hacemos el año que viene? Porque la demanda va a seguir aumentando y no hay previsto nueva generación de base y transporte eléctrico. ¿Cuál es el plan? Seguimos con las incertidumbres.
En febrero, la Argentina tiene que presentar ante la Secretaria Permanente de Naciones Unidas para el Cambio Climático, la tercera Contribución Nacional Determinada (NDC, por sus siglas en inglés), en función de las obligaciones contraídas en el Acuerdo de Paris (2015). Esta nueva NDC tiene que ser mas ambiciosa que la anterior, como establece dicho Acuerdo.
Pero la Argentina retiró a su delegación de las negociaciones que se llevaban adelante en la COP28 en Bakú, y no firmó la declaración final de este encuentro. El sector energético juega un papel relevante en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, pero no hay indicios que se esté trabajando en forma coordinada con las áreas de Cancillería y Medio Ambiente para elaborar un documento de semejante importancia.
¿O es cierto que Argentina está pensando en retirarse del Acuerdo de Paris, como algunos insinúan? Veremos en febrero si se cumplen los compromisos o entramos en falta (para alivio de algunos no vamos a ser los únicos si así sucediera).
Trascendió que hace pocos días, en una reunión de alto nivel de la OCDE, el Ministro de Desregulación, planteó a los representantes de los países desarrollados, que estos deberían reconocer a la Argentina su aporte a la lucha contra el cambio climático, por su rol como proveedor de litio y próximamente cobre, minerales muy demandados para la transición energética.
Argumentos novedosos y poco convincentes, que permitirían que por ejemplo China haga un planteo similar por ser el mayor proveedor de minerales críticos, aerogeneradores, paneles fotovoltaicos y autos eléctricos, siendo al mismo tiempo el mayor contaminador global.
Antes de cerrar con una breve conclusión, agrego el componente de optimismo. Este año, la industria del petróleo y del gas natural va a aproximarse, o va a superar los récords históricos de producción de ambos hidrocarburos, confirmando la realidad de la explotación no convencional en Vaca Muerta, y dando vuelta de forma significativa la balanza comercial energética y apuntando a mejores resultados en los próximos años, lo que dará seguramente un aire fresco a la economía argentina, que lo necesita casi con desesperación.
Por ahora la industria del petróleo no tiene techo. Las empresas con YPF a la cabeza están construyendo la infraestructura de exportación necesaria para alcanzar objetivos muy ambiciosos que permitan la exportación de mas de 500 mil barriles/día hacia fines de esta década, o antes.
En el caso del gas natural, la situación es diferente. Hay fuertes cuellos de botella para incrementar la producción en los niveles objetivo que plantean las empresas, y el desconcierto y la incertidumbre pueden jugar en contra de los mismos. Para la Argentina sería muy importante que se concreten las exportaciones de gas natural, que demostrarían la competitividad de nuestro gas en el mundo. Para ser competitivos, el gas en boca de pozo, debería tener un precio similar al del golfo de México en los Estados Unidos (Henry Hub), contra quien competimos, de acuerdo a afirmaciones en nuestro Seminario Anual de altos ejecutivos de la industria.
Si el precio del gas en boca de pozo es similar al Henry Hub, el beneficio para el mercado interno seria sustancial, ya que no es posible pensar en precios distintos para exportación y para abastecimiento interno. Reduciría el costo de la industria, de la generación eléctrica y la factura de los servicios de electricidad y gas para los consumidores. Es el gran desafío de la economía energética argentina.
Otro sector que tiene una dinámica muy potente es el de las energías renovables. En los últimos doce meses se han incorporado mas de 1000 MW eólicos y fotovoltaicos al Sistema Argentino de Interconexión, y hay en cartera proyectos de inversión que triplican esa cantidad. Pero la insuficiencia de infraestructura conspira para que se pueda desarrollar todo su potencial. Muchas expectativas y oportunidades para los argentinos que no pueden ser dejadas a merced de las “fuerzas del cielo”.
La estructura institucional del sector público en el área energética tiene que ser reforzada, para desarrollar una estrategia y una hoja de ruta que permita tender los puentes que vinculen a todos los componentes de lo que hoy podemos denominar como “archipiélago corporativo” que hoy define el funcionamiento del sector. Las empresas definen sus estrategias con el objetivo de maximizar su renta. Pero la sumatoria de las rentas individuales, no necesariamente dan como resultado un valor positivo para el bien común.
Un hilo conductor entre los objetivos públicos y las empresas es imprescindible para que se puedan desarrollar plenamente y en forma coordinada todos los proyectos que el sector energético puede llevar adelante.
Pero volvemos al desconcierto y la incertidumbre, un Gobierno que no cree en el papel del Estado, difícilmente pueda despejar las incertidumbres planteadas, y si le agrega actitudes desconcertantes, y anuncia planes inconsistentes, estas incertidumbres continuarán creciendo dificultando el proceso de toma de decisiones de las empresas y de los ciudadanos.
*Ing. Gerardo Rabinovich / Vicepresidente 2° Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”
La energía en 2024 refleja desafíos heredados y falta de planificación estratégica bajo el gobierno Milei. Sin plan director, el sector enfrenta incertidumbre en inversiones, transición energética y abastecimiento interno seguro
El panorama energético al finalizar 2024 presenta interrogantes futuros relacionados con la crítica situación del sector – en gran parte heredada- y su probable evolución en el próximo trienio. El discurso y las decisiones adoptadas hasta el presente por el gobierno generan incertidumbres.
Está diagnosticado que el sistema necesita la expansión de su infraestructura física; ello requiere fuertes inversiones en toda la cadena de valor desde la producción de petróleo y gas y energía eléctrica en todas sus formas, hasta las redes de transmisión y distribución de los servicios públicos. Los precios deberían ser fijados en mercados competitivos permanentemente auditados por “Defensa de la Competencia” y otros organismos de control; y esta situación no se cumple en Argentina actual ni existen informes oficiales sobre este tema.
Los Entes Reguladores son fundamentales para la fijación de las tarifas justas y razonables de los servicios públicos que incluyen el transporte; la distribución por redes y la comercialización de gas natural y de energía eléctrica. Un tema que no puede ser dejado de lado es la necesidad de los subsidios energéticos en cantidad necesaria para garantizar a aquellas personas con dificultades el consumo de energía que garantice su inclusión social. Y el Estado debería prever por vía presupuestaria al financiamiento de las partidas correspondientes para tal fin.
Sin embargo, al finalizar 2024 el gobierno no ha logrado todavía dar los lineamientos del Plan de Inversiones públicas y privadas que va a impulsar para asegurar el abastecimiento del mercado interno en forma segura en los próximos 5 años. Tampoco definió los precios y tarifas con los cuales los mercados serán efectivamente abastecidos. Es también una incógnita que el Estado omite develar el monto de subsidios necesarios para ayudar a la pobreza y a la pobreza externa a acceder al consumo de energía; y al financiamiento de los mismos. Esto es inadmisible si tenemos en cuenta que la inflación se ha reducido – con enormes sacrificios- y el tipo de cambio está en condición estable. Lo hecho en el año muestra que el Gobierno comenzó sin un programa energético explícito. El Presidente de la Nación se definió a sí mismo como un “negacionista del cambio climático”. No es el único político argentino ni el único presidente del mundo que lo ha hecho. La experiencia en este siglo muestra que el negacionismo incluye a políticos mundiales relevantes, presidentes de países importantes y sobre todo a gran parte del empresariado mundial ligado a las industrias productoras de hidrocarburos, y el carbón; y muchas veces también a sus fieles empleados. Es muy grave que Argentina no haya participado de la COP 29 en Azerbaiyán; y ello, además de inexplicable, introduce dudas fundadas sobre las formas en que Argentina cumplirá en el futuro con los compromisos asumidos por el país en la cumbre de Paris en 2015 referidos a la Transición Energética para controlar el cambio climático en el presente siglo. El no cumplimiento de las obligaciones asumidas llevan asociadas las posibles represalias políticas o económicas que el incumplimiento podría acarrear para nuestro país en formas de sobrecostos, cierre de mercados para nuestras exportaciones sobre todo en el continente europeo.
El Gobierno en su primer año no ha hecho ningún anuncio que indique que el Estado tenga la idea de elaborar un “Plan Estratégico Director para la Energía de mediano y largo plazo” del cual la Argentina carece desde hace más de 20 años y que es imprescindible para proyectar las inversiones tanto públicas como privadas y desarrollar los proyectos de las nuevas obras a encarar en forma prioritaria para asegurar el abastecimiento pleno y seguro de nuestra “demanda energética” que hoy no es ni pleno ni seguro. Es claro que sin contar con un Plan Director nacional consensuado y aprobado que explicite los objetivos nacionales estratégicos de mediano y largo plazo no habrá ni inversiones públicas ni privadas en el futuro. Es imposible por ejemplo contestar en diciembre de 2024 si Argentina construirá algún día, y en alguna parte alguna nueva central nuclear; o alguna nueva central hidroeléctrica de escala mundial como lo ha hecho en el pasado; así como tampoco es posible contestar si se ampliará o no el Sistema de Transmisión Eléctrica de Alta Tensión en 500 KV que tiene un déficit crónico de inversión diagnosticado que debería ser resuelto.
Lo anterior debe ser entendido como un listado no exhaustivo de cuestiones estratégicas que el gobierno no encaró ni anunció en su primer año de gobierno; un período en que se produjeron cambios de conducción importantes en la Secretaría de Energía y también en los Entes Reguladores sin que se hayan aplicado todavía reorganizaciones eficientes, que oportunamente habían sido anunciadas, como la unificación de los Entes Reguladores de gas y la electricidad en un solo Ente.
Un tema relevante, que motivó el 23 de septiembre el desprolijo anuncio por parte del Jefe de Gabinete de Ministros de cortes de electricidad en el AMBA. El funcionario dio por hecho que en el verano se producirían cortes de energía en los días de máximas temperaturas. Inexplicablemente el ministro coordinador hizo suyos los conceptos de un informe técnico de Cammesa que consignaba que el sistema eléctrico nacional tendría una demanda en el verano del orden de 31500 MW en los días más tórridos; y que esa demanda no podría ser satisfecha por el sistema en las condiciones actuales del parque de generación eléctrica. El IAE Mosconi viene estudiando este tema desde hace varios años y lo ha denunciado antes de ahora alertando a los gobiernos de turno de ese problema en ciernes. Pero lo cierto es que los anuncios oficiales fueron desprolijos y poco didácticos, el Secretario de Energía puso un poco de orden y racionalidad circunscribiendo los eventuales cortes a los días de máximo calor; y anunciando, correctamente cortes rotativos sobre la Industria en caso de ser ello necesario; evitando con ello el pánico social. Los anuncios fueron imprecisos, y el gobierno no fue al fondo del problema para explicar las soluciones técnicas de fondo que deben ser implementadas para resolver el inconveniente en forma definitiva. En opinión del IAE Mosconi resolver ese problema requerirá la instalación de no menos de 2500 Mw de potencia en el AMBA e inversiones en la ampliación de la Red de 500 KV que vinculan el AMBA con el resto del sistema interconectado nacional. Se trata de inversiones importantes postergadas y su concreción requiere años y decisiones de financiamiento que todavía no están siquiera estudiadas.
Es necesario puntualizar que el cambio del primer Secretario de Energía del gobierno que se produjo con el anuncio oficial de los cortes, no se tradujo, lamentablemente, en una mejor explicación oficial sobre la solución definitiva del importante problema planteado, ni sobre la inversión necesaria; ni tampoco sobre el plazo que demandaría la puesta en marcha de las obras para resolver el problema en forma definitiva.
Hago contar por último que 2024 transcurrió sin que el gobierno nacional pudiera definir la situación del vencimiento de los contratos de concesión de las centrales hidroeléctricas firmados por 30 años a partir de 1993 por el gobierno del Presidente Menem. Esos contratos vencieron en 2023 y corresponde adoptar una política pública consensuada sobre este importantísimo tema que permanece en un limbo sin definiciones por parte del actual gobierno. Esas indefiniciones son las mismas que tuvo el gobierno del Alberto Fernández. El IAE MOSCONI se pronunció en reiteradas oportunidades sobre la inconveniencia de continuar con el sistema de concesiones en las grandes centrales hidroeléctricas del Comahue. El Instituto promueve, en cambio, la firma de Contratos de Operación y Mantenimiento con empresas privadas por 10 años con posibilidad de renovación mediante licitaciones públicas. Al mismo tiempo el IAE MOSCONI promueve que para las centrales que hayan cumplido con su vida útil, su propietario – el Estado nacional- encare las inversiones de extensión de la vida útil de las mismas con créditos de los Bancos de Inversión de los que Argentina es socia como el BID y el Banco Mundial continuando con la muy exitosa política de la ex empresa Hidronor SA en la construcción de las más importantes centrales hidroeléctricas argentinas.
Por otra parte el sector de los hidrocarburos – el otro gran sector que de la Energía- ha mostrado en el año en curso un mayor dinamismo que el sector eléctrico en cuanto a posibles inversiones. Ese dinamismo se ha basado básicamente en una gran actividad del sector privado basado en la aprobación de la Ley de Bases. La fuerte actividad se centraliza en el yacimiento de Vaca Muerta y particularmente en los grandes proyectos gasíferos de exportación de gas natural licuado. El proyecto más importante ha sido el de YPF con la empresa malaya Petronas en la primera parte del año un gran impacto político con la expectativa de una inversión comprendida entre 30.000 y 50000 millones de dólares y una exportación de gas natural nunca vista ni imaginada en la historia energética argentina.
Sin embargo dicho Proyecto no demostró hasta ahora su viabilidad integral; no fue presentado a la sociedad, ni a la política en Argentina y en definitiva todo indica que requiere un mayor esfuerzo y compromiso del Estado en lograr la maduración de este y otros proyectos similares demostrando la factibilidad técnica, económico, financiera y tarifaria.
Es importante mencionar dos aspectos que merecen ser destacados que introducen un cambio en el funcionamiento del sector energético. El primero de ellos es que parece existir una política no oficial que el Gobierno tolera impulsada por los inversores argentinos y extranjeros de privilegiar una excesiva primarización de nuestra economía energética. Existe un enorme interés por producir petróleo y gas de Vaca Muerta para exportarlo -sin aun conocer la viabilidad de acceder a los mercados mundiales con precios competitivos- ; esa política se genera en un país como Argentina en donde hoy no existen todavía mercados energéticos argentinos competitivos para la comercialización de dichos productos.
*Presidente del Instituto Argentino de la Energía Gral. Mosconi
Primer año de Milei: un enfoqueen estabilizar la economía priorizólas emergencias macroeconómicas,dejando desafíos pendientes en energía.Avances iniciales prometen mayorinversión y exportaciones clave
2024, primer año de la gestión del presidente Milei, se caracterizó por priorizar y resolver la emergencia macroeconómica ante la situación de colapso que dejó el cuarto gobierno K. Como corresponde durante una situación de emergencia de estas características, todas las decisiones en distintas áreas del gobierno se subordinaron a las consignas establecidas por el Ministerio de Economía, responsable primario de estabilizar la economía del país. Afortunadamente casi se ha logrado esa estabilización y la economía argentina ha salido del quirófano.
Ahora bien, resuelta la emergencia económica cuya superación demandó grandes sacrificios a la ciudadanía, en particular a la de clase media y postergaciones en áreas claves para la recuperación del país, es necesario comenzar sin dilaciones a atender la situación de las restantes áreas de la actividad socio económica seriamente afectada por el intervencionismo estatal con sus secuelas de corrupción, desinversión y capitalismo de amigos. En energía, esa puesta a punto debe iniciarse con un saneamiento económico que le permita brindar al país productos y servicios en cantidad calidad y precio, acorde con sus enormes recursos, para mejorar eficiencia en el sector productivo y calidad de vida a la gente.
Afortunadamente el Gobierno durante 2024 ha avanzado bastante en ese sentido eliminando subsidios en forma parcial y actualizando transitoriamente tarifas de los segmentos regulados, siempre, por lo que se dijo antes, con la autorización de Economía en función de la evolución del IPC y del equilibrio fiscal, en ese orden. Ese avance es destacable si se tiene en cuenta el estado deplorable de las cuentas del sector en diciembre 2023 fruto del populismo energético impuesto por los gobiernos K donde se inventaron costos, se redujeron tarifas hasta significar solo un 20% de esos costos manipulados y se intervinieron los precios del crudo y combustibles, trampeando las disposiciones vigentes.
El sector energético argentino en los últimos 20 años se ha financiado casi con exclusividad, mediante ingresos que no fueron genuinos, no provenían de los usuarios y tampoco reflejaban costos económicos de esos productos y servicios. Además, los subsidios por más de USD 150.000 millones otorgados discrecionalmente no cubrían inversiones en los segmentos regulados y las desalentaban en los no regulados. La tormenta perfecta para el desabastecimiento: exacerbación de la demanda y caída de la oferta. Al inicio del segundo año de gestión, en energía queda mucho por hacer para poner en condiciones un sector con recursos que por su magnitud exceden en gran medida a las demandas locales y regionales. Las restricciones de la emergencia que condicionaron los cambios y ajustes en energía durante 2024, en 2025 serán menores y es de esperar que para el inicio 2026 ya no influyan en las decisiones del sector.
Claro que siempre que se mantenga el ritmo de las desregulaciones, se aliente la competencia, se afiance la apertura de la economía, se fortalezca la seguridad jurídica y respeten las instituciones, entre otros requisitos que hacen al clima de negocios e inversiones. Este comentario no es ocioso teniendo en cuenta el pasado político institucional de la Argentina donde las estrategias de poder circunstancial preponderaron sobre las de crecimiento y desarrollo de mediano y largo plazo, máxime en años electorales.
La Ley Bases, el RIGI y las desregulaciones que encara el Gobierno, están generando las condiciones para que vengan las cuantiosas inversiones privadas que requiere el sector energético para recuperar el terreno perdido en lo que va del siglo y monetizar, en los plazos que marque la transición energética, los recursos de petróleo y gas de escala mundial que yacen bajo tierra sin valor.
Solamente para aggiornar el servicio eléctrico se requieren unos USD 25.000 millones y para comenzar a exportar gas al mundo en su única forma posible, como gas natural licuado o GNL e incrementar las de crudo, estamos hablando de inversiones anuales durante los primeros cinco años en promedio de USD 15.000 millones.
Si lográramos hacer esto, la energía dotaría al país un servicio de gas y electricidad seguro y con costos inferiores a los de la región, aumentando la productividad de nuestra economía. Por otra parte, se iniciaría un proceso exportador de petróleo y gas como GNL inédito par nuestro país, generando divisas que, en menos de una década, pueden superar a las generadas por el campo.
Para que esto ocurra, Argentina debe recuperar la confianza del mundo luego de la triste performance populista de los últimos 80 años en los que tuvimos 7 defaults, decenas de sentencias adversas en tribunales internacionales por incumplimiento de contratos, inflación crónica que le agregó en realidad 16 ceros a nuestra moneda, la economía mas cerrada del mundo y lo que es mas grave el cambio con cada gobierno de las reglas de juego. Es decir, una carencia patológica de Políticas de Estado.
En paralelo a la eliminación de los condicionantes, mencionados aquí en forma sintética, se deberá reformular la estructura del área de energía del Gobierno adecuada durante las gestiones K al intervencionismo, la prebenda y la corrupción. En función de los nuevos objetivos a establecer para el sector, se debe pensar en una nueva estructura que actúe como catalizador de inversiones privadas.
* Emilio Apud, Ingeniero consultor, ex Secretario de Energía.
Los cambios legales de 2024 y la Ley Bases transformaron la industria energética, impulsando Vaca Muerta y nuevas exportaciones. Una oportunidad histórica que exige ya políticas públicas estables y visión de largo plazo sin descuidar lo convencional.
El año 2024 fue, sin dudas, un año de cambios en los aspectos legales y regulatorios de la industria energética, en particular para la actividad del petróleo y el gas. También representó una transformación en ciertos principios que habían regido la actividad durante los últimos años. Estos cambios ocurrieron en un contexto de crecimiento sostenido de la industria, que la convirtió en una isla rodeada de otros sectores aún afectados por los desafíos de la macroeconomía argentina.
La denominada “Ley Bases” fue, sin lugar a dudas, la principal fuente de cambios para la industria y resultó en la modificación más significativa de la Ley de Hidrocarburos en décadas, inclusive desde su sanción en 1967. Si bien algunas modificaciones son de menor relevancia y otras requerirán un análisis detallado a medida que se implementen en conjunto con las distintas provincias, ciertos cambios resultan estratégicos para atraer inversiones y permitir el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta. Entre ellos se destacan: (i) la liberalización de las exportaciones de crudo y gas, que revirtió el principio del autoabastecimiento del mercado interno y habilitó las exportaciones, y (ii) la adopción de medidas para lograr una convergencia gradual entre los precios de los hidrocarburos —principalmente el crudo— en el mercado doméstico y en el internacional.
Ambos puntos resultan esenciales para impulsar y promover proyectos petroleros a gran escala, como lo demanda actualmente Vaca Muerta. Además, tienen características y efectos similares a los establecidos por los decretos de desregulación de principios de la década del ‘90, que permitieron alcanzar récords históricos en volúmenes de producción y niveles de inversión.
Estos cambios, en conjunto con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), generan un contexto favorable para el desarrollo masivo de Vaca Muerta y aseguran la disponibilidad de volúmenes de petróleo crudo y gas natural que ya no tienen, ni tendrán, consumo en el mercado interno. Esto hace imprescindible la implementación de proyectos de exportación de hidrocarburos a gran escala.
Durante los últimos años, estos proyectos fueron sometidos a extensos análisis y debates. Los inversores siempre sostuvieron que era necesario contar con un marco legal y jurídico especial que protegiera estas inversiones de gran escala, las cuales no llegaron a la Argentina en los últimos 25 años. Con la entrada en vigencia del RIGI, estos proyectos adquirieron un mayor impulso. De hecho, algunos ya han iniciado etapas concretas de desarrollo, como el proyecto Vaca Muerta Sur, que solucionará los cuellos de botella actuales y futuros en la infraestructura de transporte de la Cuenca Neuquina.
Vale la pena resaltar que todos estos cambios, proyectos e impulsos se centran casi exclusivamente en los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta, mientras que poco o nada atienden las necesidades de la producción convencional y de otras cuencas productivas.
El cambio de principios que rige actualmente la actividad petrolera, en comparación con el modelo de los últimos años, donde se implementaban planes de subsidios o beneficios a los que las empresas debían aplicar mediante procesos burocráticos con pagos demorados y fragmentados, resulta positivo y destacable como principio general.
Sin embargo, genera preocupación el abandono de políticas públicas que permitan el desarrollo del convencional o, al menos, la preservación de sus niveles de producción. Tal vez la actividad convencional no demande planes de estímulo basados en subsidios, sino simplemente la reducción parcial de cargas como regalías, bonos de prórroga, aportes complementarios, cánones sobre superficie remanente y obligaciones de abandono de pozos en plazos irrazonables, entre otras exigencias que, para una actividad con rentabilidad marginal, resultan insostenibles.
Si bien la producción convencional de hidrocarburos no tiene un impacto comparable con Vaca Muerta en la balanza comercial y en los niveles de producción, su aporte es significativo. Impulsa la actividad de contratistas, el empleo y las operadoras medianas o juniors, lo que genera beneficios exponenciales para las zonas de operación y contribuye a una industria más amplia, participativa y competitiva. Esta situación, que debería ser atendida por las autoridades nacionales, exige principalmente la acción de las autoridades provinciales, quienes son la contraparte clave para implementar las soluciones necesarias.
Cabe destacar también la urgente necesidad de estabilización de la macroeconomía argentina, condición fundamental para atraer nuevos actores, empresas de servicios, inversiones y financiamiento genuino. Esto no sólo implica normalizar el mercado cambiario y el mercado de deuda, sino también, y quizás lo más desafiante, garantizar la persistencia en el tiempo de ciertos cambios estructurales.
Regresando al contexto actual de entusiasmo y optimismo de la actividad no convencional, el 2025 se presenta como un año que marcará un hito. Se esperan volúmenes históricos de producción a nivel nacional, el inicio de la concreción de proyectos de inversión y una balanza comercial positiva para la industria energética.
Esto representa, sin duda, una oportunidad histórica no sólo para la industria, sino principalmente para la Argentina. Sin embargo, los argentinos conocemos bien estas oportunidades únicas que tantas veces han sido desaprovechadas o arruinadas por decisiones y medidas desafortunadas. Aunque la tendencia de crecimiento parece irreversible, la historia demuestra que nada es definitivo y todo puede cambiar.
Nos encontramos ante una oportunidad que no debemos desaprovechar. Si bien su éxito depende en gran medida de las políticas públicas actuales y de las que puedan implementarse en los próximos años, también es nuestra responsabilidad, como actores de esta película, cuidar, proteger y defender la oportunidad que nos toca vivir.
*Bernardo Bertelloni es abogado, especializado en la industria del petróleo y gas. Es socio de Martelli Abogados, un estudio jurídico dedicado a la industria energética y a los recursos naturales.
Mientras el petróleo y gas impulsan exportaciones y superávit, el sector eléctrico enfrenta urgencias. La recuperación demanda tarifas eficientes, inversión privada y un mercado competitivo.
El sector de petróleo y gas está en plena expansión. La meta del millón de barriles de petróleo de Vaca Muerta va camino a cumplirse con el significativo impacto que tendrá en la balanza comercial. Las obras para evacuar el petróleo están en curso de ejecución o licitadas (rehabilitación del gasoducto trasandino OTASA, duplicación del oleoducto de Oldelval, nuevo oleoducto Vaca Muerta Sur). El petróleo de Vaca Muerta viene con gas asociado y hay que buscar nuevas demandas en la Argentina, en la región y en el mundo (GNL). Las principales empresas están aplicadas a esa búsqueda, y aunque el proyecto de YPF con Petronas entró en un cono de sombras, surgen proyectos alternativos para complementarlo o sustituirlo. Está terminada la primera etapa de la reversión del gasoducto del Norte y se evalúan exportaciones de gas a Brasil vía Bolivia, o potenciando el vínculo por Uruguayana mediante el cierre del anillo con un ducto que una Uruguayana con Porto Alegre.
El proyecto de PanAmerican con Golar de exportación de GNL a través de un barco de licuefacción sigue con fecha de largada para el 2027( ya se acoplaron con participación accionaria Pampa Energía e YPF) . Y continúa la lista de proyectos asociados al desarrollo intensivo de Vaca Muerta. Desde el off shore de Tierra del Fuego el proyecto Fénix entra en plena etapa de desarrollo y explotación, mientras Equinor y sus socios con la evaluación del pozo seco Argerich se proponen seguir investigando el potencial de la plataforma continental argentina. La exploración puede deparar otras buenas sorpresas y de haber descubrimientos comercialmente explotables la producción convencional dejaría de debatir la trayectoria de su curva de declinación. El Plan Andes de YPF sigue en etapa de negociación con las provincias, pero augura nuevos actores en la explotación de yacimientos marginales. A todas estas buenas noticias se suman proyecciones de un superávit de balanza comercial energético de unos 10.000 millones (casi duplica los 5.500 de este año) y una reducción de los subsidios de otro medio punto del producto (bajando a unos 3.000 millones de dólares), lo que tiene como contracara la recuperación de los precios y tarifas de gas y electricidad para que recuperen sus costos económicos y la implementación de una tarifa social focalizada. Por último, pero también de mucha importancia: empiezan a sumarse proyectos dentro del RIGI. Donde también hay proyectos eléctricos como el del parque solar El Quemado en la localidad de Las Heras, Mendoza.
Por contraposición todos los especialistas subrayan los serios problemas que atraviesa la industria eléctrica, con urgencias y pronósticos de fallas si el verano es caliente, y con la mochila de plomo de reconstruir un mercado después del estropicio que llevó adelante el populismo energético. Un sector descapitalizado, con algunas inversiones clave para enfrentar la emergencia, y con un debate estancado sobre la agenda para alcanzar los objetivos de una transformación estructural.
Hay que proceder a la reorganización industrial del mercado eléctrico con el cronograma y la secuencia necesaria para que los cortes de luz y la calidad del servicio dejen de ser noticia. Las condiciones de largada para reconstruir el mercado ya no son las de los años 90, y hay que recordar la metáfora de Heráclito: “Nadie se baña dos veces en el mismo río”. Metáfora sobre el devenir de la realidad y sobre las particularidades de cada cambio que lo vuelven único e irrepetible. Antes del cambio de los 90 el sector eléctrico argentino estaba integrado verticalmente, y tenía una presencia excluyente de empresas del estado que canalizaban inversiones públicas con tarifas que no recuperaban costos. Los déficits de las empresas impactaban en las cuentas públicas. La privatización de las empresas fue concomitante con la desregulación del mercado. Con la ley 24065 se procedió a la desintegración vertical de la industria (unbundling) y a la conformación de un mercado mayorista donde interactuaban generadores con grandes usuarios y distribuidores, vinculados por un sistema de transporte troncal y regional (SADI). El despacho físico y económico tomaba como referencia un precio mayorista eléctrico que reflejaba los costos marginales de generar electrones.
A las tarifas finales se trasladaban precios estacionales para amortiguar la variabilidad. Las tarifas reguladas de transporte recuperaban costos operativos, y las ampliaciones del sistema dependían de la inversión privada y del financiamiento con fondos provenientes de cargos de congestión. Las distribuidoras recibían una tarifa que remuneraba su base de inversión y los costos operativos, y eran responsables de las inversiones para ampliar el sistema y mantener una calidad del servicio, o responder con multas por la energía no suministrada.
La organización del mercado de los 90 funcionó, y su operación fue planteando la necesidad de algunos ajustes: en las ampliaciones de transporte troncal las señales de mercado llegaban tarde y los cargos de congestión no alcanzaban para financiar las nuevas obras. La contractualización del mercado era baja, lo que impedía la articulación de contratos aguas arriba (entre generadores y productores de gas natural). Había restricciones de acceso al mercado mayorista, con un rol restringido para los comercializadores. Tampoco había una planificación orientativa de la evolución del sector, ni estándares de calidad comparados dentro de las reglas de mercado. Por eso, cuando cae la convertibilidad y estalla el sistema de precios, la transición se hace traumática, peor sin la previsión de un mecanismo de tarifa social. Pero ante el desafío de mejorar, el populismo fue cambiando todo para asfixiar y destruir el mercado. Su reconstrucción depende ahora de: 1) Fijar un rumbo consistente y una estrategia de largo plazo; 2) Recomponer las señales de precios y tarifas; 3) Reparar el funcionamiento institucional.
El artículo 161 de la ley 27742 (Ley de Bases) da algunas pautas del rumbo a seguir. El objetivo es el funcionamiento competitivo y eficiente del mercado con un rol excluyente para la inversión privada. Tras ese objetivo hay que proceder a la liberación secuencial de franjas de demanda a la libre comercialización (empezando por los grandes usuarios), permitir el acceso a la modalidad de contratos libres para nuevos emprendimientos, traspasar PPA (contratos de venta a CAMMESA) a algunas distribuidoras, y potenciar el rol de los comercializadores para dar opciones a los usuarios cautivos, incorporando tecnología de medición inteligente para promover la interacción de oferta y demanda. Respecto a los precios hay necesidad de volver a un precio mayorista único que remunere el costo medio total de la oferta (con despacho físico marginal), y aprovechar la revisión tarifaria integral para terminar con el galimatías de la segmentación por ingreso y bloque de consumo.
Una sola tarifa residencial y una tarifa social focalizada en quienes la necesitan con límites de consumo subsidiado. Los costos de la generación se beneficiarán con un precio de gas doméstico a la baja por el desarrollo masivo de los recursos de Vaca Muerta. Hay inversiones en transporte que no pueden demorar y puede que requieran algún financiamiento público. Las otras inversiones habrá que emprenderlas con iniciativa privada, concesiones a 20 años, modalidad contractual BOT (construir, operar y transferir al final de la concesión) y repago a repartir entre generadores y demanda. CAMMESA debe volver a su rol de comercializador mayorista organizando las transacciones para asegurar un despacho seguro y económico. Hay que analizar la conveniencia de integrar los despachos físicos de electricidad y gas, y hay que proceder a la unificación de los entes reguladores (artículo 162 de la ley de Bases). Tomará un tiempo, pero un sector eléctrico recapitalizado se sumará a un sector energético pujante.
Griselda Lambertini, Directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA, reflexiona acerca de la importancia de contar con una ley nacional de hidrógeno de bajas emisiones para habilitar la participación de Argentina como exportador de derivados en el mercado global de largo plazo,en concordancia con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley 27.742.
El año que pasó
Desde el ámbito académico, podemos afirmar que el año que pasó ha sido fructífero en términos de divulgación del rol del hidrógeno de bajas emisiones en los escenarios energéticos futuros y de la potencialidad de Argentina para convertirse en proveedor mundial de combustibles sintéticos, en un contexto en el que los países -con distintas nomenclaturas y motivaciones- continúan desarrollando tecnologías y productos vinculados a las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e instrumentos cada vez más sofisticados para el financiamiento climático. En este sentido, durante 2024, desde la Universidad de Buenos Aires pudimos participar de muchos foros, programas y capacitaciones centradas en la producción, transporte, almacenamiento, comercialización y uso del hidrógeno y sus derivados. La Unión Europea y la Plataforma H2 Argentina organizaron dos Foros de Hidrógeno Verde con asistencia multitudinaria: en abril en Comodoro Rivadavia y en agosto en El Calafate, presididos por los respectivos gobernadores de Chubut y Santa Cruz. En el auditorio del BID en Buenos Aires, el CEARE organizó, a pedido de la Secretaría de Energía, dos talleres con audiencia especializada del ámbito nacional e internacional para considerar los aspectos regulatorios y los posibles incentivos para el hidrógeno de bajas emisiones. En la tradicional Semana de la Energía organizada por la OLADE y el BID (este año la cita tuvo lugar a fines de octubre en Asunción), nos tocó participar como panelistas del debate acerca de los tiempos de desarrollo y del grado de cumplimiento de las metas y expectativas para el despliegue del hidrógeno. La misma conversación tuvo lugar en las reuniones de Madrid, Buenos Aires y La Jolla, convocadas por el Instituto de las Américas de la Universidad Californiana en San Diego (UCSD). La Cámara de Comercio Argentino-Alemana (AHK) organizó distintos eventos, incluyendo su Foro Anual de Hidrógeno y el anuncio formal del financiamiento otorgado al primer proyecto en Argentina (provincia de Santa Cruz) por el programa alemán H2Upp. A fines de octubre, participamos del Encuentro de Combustibles Sintéticos organizado en Y-TEC. En noviembre de 2024, el programa de colaboración tecnológica TCP-Hydrogen de la International Energy Agency (IEA) eligió Buenos Aires como sede de su reunión global, en reconocimiento a la activa participación en ese programa de la empresa nacional Hychico, que produce hidrógeno verde desde 2009 en la provincia de Chubut.
Al mismo tiempo, el International PtX Hub (un consorcio financiado por la GIZ de Alemania y que tiene como socios al CEARE, la Fundación Torcuato Di Tella, el think tank Agora, la Asociación Química Alemana – DECHEMA y la Secretaría de Energía de la Nación) desarrolló diversos estudios sobre demanda de hidrógeno y derivados, fuentes de carbono sostenible para la producción de combustibles sintéticos, infraestructura de puertos, regulaciones, aspectos sociales y ambientales, guías para la evaluación del impacto ambiental. Estos estudios sirven como insumos para evaluar el potencial de Argentina y llevar el conocimiento a las jurisdicciones locales, dueñas del recurso (eólico, solar) que integran el primer eslabón en la cadena de valor del hidrógeno renovable. En efecto, en los dos últimos años realizamos capacitaciones train-the-trainer en Ushuaia, Río Gallegos, Trelew, Comodoro Rivadavia, Bahía Blanca, Buenos Aires, Córdoba, Salta. Los contenidos de estos cursos intensivos de dos días encontraron su máximo desarrollo en la primera edición del “Programa de Actualización sobre la Economía del Hidrógeno de Bajas Emisiones”, una carrera con modalidad virtual, de 5 meses de duración, implementada entre julio y noviembre de 2024 por el CEARE y con apoyo de la GIZ.
Todas las actividades mencionadas se realizaron con el impulso y el apoyo financiero de la agencia de cooperación internacional de Alemania (GIZ) y su cámara de comercio bilateral (AHK), la Unión Europea, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y otras entidades que valoran la posibilidad de que Argentina se convierta en un socio poderoso, debido al altísimo factor de capacidad de nuestros recursos naturales, la ubicación alejada de los conflictos geopolíticos y un entorno que va ganando confiabilidad a partir de la mejora y estabilización de los indicadores macroeconómicos.
También desde nuestro país, distintos agentes públicos y privados conciben el desarrollo de esta línea de negocios (los PtX) como una oportunidad para realizar exportaciones estratégicas, profundizar la mejora en la balanza comercial energética, aumentar la inversión extranjera directa, crear empleos de calidad, desarrollar toda la cadena de proveedores asociados a las nuevas tecnologías, fortalecer las economías provinciales y aumentar las capacidades locales de I+D. Así lo están viendo Y-Tec, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), el Consejo Federal de Inversiones (CFI), el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME), la Gerencia de Innovación del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA), las cámaras eólicas (AAEE – Asociación Argentina de Energía Eólica y CEA – Cámara Eólica Argentina), las administraciones de puertos como Bahía Blanca y Quequén, además de las empresas con proyectos en el sector. Al cuadro de las ventajas comparativas que presenta Argentina como candidata para la recepción de las grandes inversiones que se requieren para el desarrollo de las oportunidades de negocio con hidrógeno (abundancia y calidad de sus recursos, zona de paz, estabilización macroeconómica), le estaría faltando un factor -en apariencia- más sencillo de controlar: el establecimiento de un marco regulatorio que oriente a los inversores y dé señales de compromiso y estabilidad en las políticas públicas.
El camino regulatorio
En la región, Argentina fue pionera en la visualización del hidrógeno como vector para el almacenamiento de energía y la sustitución de combustibles fósiles. En 2006 (es decir, 10 años antes de que el Congreso Nacional ratificara el Acuerdo de París y adhiriera a sus propuestas para proveer a la reducción de emisiones), Argentina aprobó la Ley N°26.123 que establecía un “Régimen para el Desarrollo de la Tecnología, Producción, Uso y Aplicaciones del Hidrógeno como Combustible y Vector de Energía”. Sin embargo, esta ley -que finalizó su vigencia en 2021 sin que se hubiere reglamentado- no preveía la condición de que el hidrógeno fuera de bajas emisiones. Los incentivos tampoco alcanzaban a las aplicaciones del hidrógeno como insumo para la producción de químicos y otros derivados, que es donde hoy radica su principal atractivo.
Siguiendo un orden cronológico, en 2017 la Ley No 27.430 introdujo el Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) con el objetivo de gravar las emisiones producidas por los combustibles fósiles y para incentivar la mezcla con biocombustibles. Sin embargo, el IDC no aplica al gas natural, al GNL, al GLP ni al aerokerosene. Además, como consecuencia de la evolución del tipo de cambio, el precio de carbono implícito en el impuesto es actualmente inferior a US$ 2 por tonelada de CO2eq, muy por debajo de la valorización original en torno a los US$ 10/ton de CO2eq. Por eso, este impuesto no modifica conductas y, en este sentido, en Argentina no tenemos un precio del carbono que opere como incentivo negativo para la implementación de soluciones de descarbonización. En relación con el precio del carbono, Argentina tampoco cuenta con un mercado regulado de derechos de emisión. Cabe destacar que la primera versión del proyecto de Ley de Bases contenía un capítulo destinado a la implementación de un mecanismo ‘cap and trade’, mediante el cual se facultaba al Poder Ejecutivo Nacional a asignar derechos de emisión a cada sector y subsector de la economía, compatibles con el cumplimiento de las metas de emisiones comprometidas en el Acuerdo de París. También se preveía el otorgamiento gratuito de los derechos de emisión y la creación de un mercado para su comercialización, junto con una plataforma de registro de las transacciones. Este instituto podría haber significado el establecimiento progresivo de un precio del carbono que incentivara y financiara, aunque sea parcialmente, la introducción de las tecnologías de transición. Aunque el ‘cap and trade’ quedó finalmente fuera de la Ley 27.742, con el apoyo del BID, se trabajaron iniciativas en el ámbito de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para el estudio y la implementación de este tipo de esquema.
Volviendo al marco regulatorio específico para el hidrógeno, desde el vencimiento de la Ley No 26.123 de 2006 ingresaron en el Congreso Nacional varios proyectos 1, entre los que cabe destacar (i) el proyecto presentado por el Poder Ejecutivo Nacional en mayo de 2023, que acompañó la elaboración de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada por la Secretaría de Asuntos Estratégicos en septiembre del mismo año; y (ii) un proyecto que presentó inicialmente el diputado Gustavo Menna, que se fue adecuando en las sucesivas presentaciones de los legisladores Ignacio Torres y Pamela Verasay, para confluir en el proyecto trabajado en el ámbito de la Plataforma H2 Argentina, y que finalmente resultó en la versión presentada en octubre de 2024 por la diputada Ana Clara Romero de Chubut. Con respecto a las principales características del proyecto de ley de hidrógeno de mayo de 2023 preparado por la Secretaría de Energía de Flavia Royón, cabe destacar la propuesta de un régimen de promoción que tendría una duración de 30 años desde la entrada en vigencia de la ley, para las distintas etapas que componen la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones (verde, azul y rosa) y sus derivados. Este proyecto fue recibido con escepticismo por las partes interesadas. En especial, los potenciales inversores consideraron que el régimen presentaba ciertas barreras como: (i) los requerimientos de contenido mínimo local de dudosa posibilidad de cumplimiento; (ii) el aporte obligatorio de los inversores a un fondo para el desarrollo de proveedores (FONDEP) que, en lugar de ayudar al financiamiento de los proyectos, implicaba desde el comienzo un cargo adicional a la inversión; (iii) la mención a los derechos de exportación, que contrariaba las expectativas de una industria destinada en un 80% al mercado global; (iv) el entramado de instituciones y autoridades de aplicación resultaba complejo, incluyendo la creación de dos nuevas burocracias como la AgenHidro y el Consejo Federal de Hidrógeno. En cuanto a la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno publicada en septiembre de 2023, se trata de un documento programático, no vinculante, pero que -en el contexto de otras 50 estrategias de hidrógeno publicadas en el mundo- es la forma de comunicar a los inversores, a las comunidades locales y a otros posibles socios, que efectivamente nos interesa diversificar la estructura industrial argentina mediante el despliegue de proyectos de hidrógeno de bajas emisiones, en cualquiera de sus formas de producción. Esta Estrategia permanece vigente y debería actualizarse en forma periódica. Es un instrumento que acompaña, pero no suple la existencia de un marco regulatorio específico, aprobado por el Congreso Nacional.
Entre tanto, en julio de 2024, la Ley No 27.742 aprobó el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que representa el mayor paquete de beneficios a la inversión ofrecidos por la República Argentina, al menos desde la década del ’90. En efecto, cumplidas las condiciones sobre montos mínimos y tiempos de desembolso, el RIGI prevé otorgar incentivos tributarios, cambiarios y regulatorios por un plazo de 30 años desde la aprobación del proyecto. Para la solución de controversias queda abierta la vía del arbitraje internacional. El RIGI ya está en marcha y se espera que ayude a viabilizar grandes inversiones en los sectores seleccionados, especialmente en el sector energético, hasta tanto se estabilicen las variables macroeconómicas y nuestro costo de capital alcance niveles comparables con los del mercado internacional. Sin embargo, el sector interesado en proyectos de hidrógeno ha manifestado la necesidad de realizar ciertos ajustes al RIGI para que queden contempladas las particularidades de esta tecnología que aún no ha alcanzado la madurez comercial. ¿Cuáles serían las adecuaciones necesarias del RIGI? Al respecto, el proyecto de la Plataforma H2 Argentina ya mencionado -y que resultó en la reciente presentación de la diputada Romero- optó por transcribir las cláusulas del RIGI, con modificaciones, como parte del proyecto de ley de hidrógeno, denominándolo Régimen de Promoción para la Industria del Hidrógeno (PROHIDRO). Entre las modificaciones, se plantea la ampliación de la ventana temporal para la presentación de los proyectos.
En lugar de los 2 años que prescribe la Ley No 24.742, se propone un plazo para adherir de 10 años para proyectos vinculados a hidrógeno de origen renovable y de 5 años para proyectos vinculados a hidrógeno de bajas emisiones. En ambos casos, el Poder Ejecutivo podría prorrogar por única vez y por 10 años la vigencia de los plazos anteriores. Asimismo, para permitir el desarrollo de proyectos piloto o de demostración, se propone eliminar los montos mínimos de inversión. Se garantiza el derecho inmediato a pagar utilidades, dividendos e intereses mediante acceso al mercado de cambios, sin restricciones de ninguna clase y sin necesidad de conformidad previa del Banco Central. Se declara la inaplicabilidad de cualquier norma o restricción que obligue a adquirir insumos de proveedores nacionales en condiciones menos favorables que las condiciones de mercado. Se propone la creación de un Fondo Nacional de Hidrógeno, aunque sin obligación de que el Estado asigne recursos directamente a este fondo. Desde la óptica del Poder Ejecutivo, las modificaciones al RIGI generan reparos en cuanto a la discriminación que implicaría respecto de los demás sectores admitidos en el régimen y el carácter restrictivo de los beneficios a otorgar. En tal sentido, en el marco de la visita de la Comisaria de Energía de la Unión Europea en julio de 2024, el entonces Secretario de Energía Rodríguez Chirillo propuso la elaboración conjunta de una hoja de ruta para la implementación del Memorando de Entendimiento sobre Energía celebrado entre la República Argentina y la Unión Europea un año antes, para promover acciones conjuntas en materia de eficiencia energética, energías renovables, hidrógeno y GNL. En el caso del hidrógeno, desde la Secretaría de Energía se planteó la necesidad de contar con una ley específica para el sector, con contenido más bien regulatorio antes que de fomento. Las grandes inversiones podrían seguir amparándose en el RIGI, pero se requerían de todos modos precisiones sectoriales referidas a la autoridad de aplicación y al sistema de gobernanza; las normas técnicas y de seguridad aplicables a la producción, transporte y almacenamiento; el desarrollo de mecanismos de certificación, entre otras cuestiones que la industria necesita conocer para dotar de certidumbre a los proyectos y acceder a financiamiento.
¿Qué están haciendo el mundo y los vecinos?
Los estudios de regulación comparada indican que el impulso a las tecnologías propuestas para la reducción de emisiones en la industria y en el transporte proviene, básicamente, del establecimiento de un precio del carbono (las emisiones producidas o evitadas). Para cada una de las tecnologías y sus variantes (eficiencia, electrificación, captura de carbono, control de fugas de metano, reemplazo de combustibles fósiles por combustibles sintéticos, entre otras) existe un precio teórico del carbono tal que la torna viable.
Tal como ya mencionamos, ese precio del carbono puede resultar de la aplicación de un impuesto o de la interacción entre oferentes y demandantes en un mercado regulado de derechos de emisión (“cap and trade”). En el mundo se han implementado aproximadamente 40 regímenes ‘cap and trade’ con distintos alcances en cuanto a los gases y sectores cubiertos, los mecanismos de asignación de derechos, el nivel nacional o subnacional de implementación, entre otras características.
El más conocido es el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (RCDE) de la Unión Europea, organizado inicialmente por la Directiva 2003/87, que estableció topes o caps mandatorios, sectoriales, anuales y decrecientes a las emisiones de gases de efecto invernadero (expresadas en toneladas de dióxido de carbono equivalentes – CO2eq), habilitando al intercambio de los certificados que representan los derechos de emisión. La lógica del RCDE se apoya en que las actividades económicas emisoras con potencial de reducción de emisiones a bajo costo podrán vender sus derechos de emisión a las actividades con alto costo de reducción, de modo que las metas conjuntas se alcances en forma más eficiente. A su vez, la interacción comercial entre agentes emisores da como resultado un precio del carbono (medido en €/ton CO2eq), que da la pauta de qué tecnologías podrán ingresar en el sistema. Incluso, cuando el precio de mercado del carbono no es suficiente para financiar determinada tecnología que las autoridades europeas están interesadas en fomentar (por ejemplo, la sustitución de hidrógeno gris en refinerías o en la producción de fertilizantes; la producción de acero de bajas emisiones, productos químicos, amoníaco verde, SAF), se considera el otorgamiento de un subsidio bajo la forma de los llamados ‘contratos de carbono por la diferencia’, que cubren la brecha entre el precio del carbono en el mercado y el precio real de descarbonizar.
El Programa H2 Global, financiado por Alemania y Países Bajos, ofrece también este tipo de subsidios a países extra-europeos, mediante la adjudicación, en subastas internacionales, de contratos de largo plazo (10 años) para la importación de amoníaco, metanol verde y SAF producidos fuera de Europa, con recepción en los puertos de Rotterdam, Hamburgo o Duisburg, para su reventa -a un precio inferior y a corto plazo (1 año)- a demandantes europeos. Por ahora, solo se adjudicó un contrato de este tipo a un proyecto de amoníaco ubicado en Egipto: la empresa Fertiglobe comenzará la producción de amoníaco renovable en su planta existente en Ain Sokhna, con entregas programadas a puertos europeos a partir de 2027. El contrato tiene un valor máximo de 397 millones de euros, con una provisión inicial de hasta 19,500 toneladas de amoníaco en el primer año y un total acumulado de 397,000 toneladas para 2033.
La política pública europea también se está ocupando de fijar un precio de carbono “hacia fuera”, con forma de impuesto y que merece nuestra atención por su impacto en la elegibilidad de los productos que serán admitidos en la Unión Europea. Ya ha comenzado, en su etapa informativa, la implementación del mecanismo de ajuste del carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés), que consiste en la imposición de un arancel a ciertos productos importados (cemento, hierro, acero, aluminio, fertilizantes, electricidad e hidrógeno) de países sometidos a reglas sobre emisiones menos exigentes que las europeas. El valor del impuesto a pagar por los importadores europeos, dependerá de la cantidad de emisiones generadas por el producto no europeo y de la diferencia entre el precio del carbono en la Unión Europea y el precio o impuesto equivalente en el país de origen. Otros incentivos financieros hacia el interior de Europa incluyen las garantías a otorgar por el Banco Europeo de Inversiones (BEI) para reducir el riesgo inicial de los proyectos. Existen, además, diversos programas de financiación como Next Generation EU, InvestEU y el Fondo de Innovación del RCDE que dan apoyo al desarrollo de la cadena valor del hidrógeno limpio. Desde el punto de vista de la creación de demanda, para determinados sectores, está por comenzar la vigencia de cuotas obligatorias de corte o mezcla con combustibles sostenibles. Es el caso del SAF (combustible sostenible de aviación, según sus siglas en inglés), que desde 2025 deberá mezclarse en un 2% con el combustible de origen fósil para todos los vuelos intra-europeos. El porcentaje es ascendente, hasta alcanzar un 20% en 2035 y un 70% en 2025. Esta cuota puede cumplirse con SAF producido por distintas vías, incluyendo los biocombustibles. La normativa indica que hacia 2050 el 70% obligatorio de mezcla con SAF deberá incluir un 30% de combustibles sintéticos (los que derivan de hidrógeno). En Estados Unidos, la Inflation Reduction Act (IRA) de 2022 estableció un régimen de incentivos para la introducción del hidrógeno de bajas emisiones y otras tecnologías de transición, a través del otorgamiento de importantes créditos fiscales para estos proyectos, en relación con el potencial de mitigación acreditado y el nivel de los salarios de los trabajadores involucrados en el proyecto. De tal modo, los proyectos elegibles pueden acceder a créditos fiscales de hasta US$ 3 por kilo producido de hidrógeno limpio durante 10 años. Si bien la llegada del presidente Trump pone en duda la continuidad y el alcance de este régimen de promoción, ya están en marcha otros incentivos aprobados en 2021 por la Infrastructure Investment and Jobs Act, que puso a disposición 9500 millones de dólares para el desarrollo de hidrógeno limpio, incluyendo 8000 millones de dólares a asignar en los años fiscales 2022 a 2026 para contribuir al establecimiento de al menos cuatro hubs de hidrógeno limpio. Cuando nos enfocamos en los avances regulatorios y regímenes de promoción implementados en la región, las medidas resultan naturalmente más modestas y, en la mayoría de los casos, los avances están vinculados con las acciones de la cooperación internacional. En efecto, algunos países como Chile y Uruguay vienen desplegando una verdadera “diplomacia del hidrógeno”, con la expectativa de asociarse con los potenciales importadores para llegar antes al mercado y tomar ventajas del acceso temprano a la tecnología, a los contratos de largo plazo y a los instrumentos de financiación. Si buscamos en los ordenamientos legales internos, Brasil cuenta con la ley de hidrógeno bajo en carbono más completa de la región. A principios de agosto de 2024, el Congreso brasileño aprobó una ley que designa a la ANP – Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles como la autoridad de aplicación del sector de hidrógeno, y estableció incentivos tributarios y arancelarios para la producción de hidrógeno de bajas emisiones, sin requisitos de montos mínimos de los proyectos ni diferenciación entre las posibles tecnologías para la obtención de la molécula con bajas emisiones. La misma ley prevé lineamientos exhaustivos para el desarrollo del sistema de certificaciones brasileño, compatible con los sistemas internacionales. Cabe tener en cuenta que los incentivos ofrecidos por la ley brasileña podrán solicitarse dentro de los próximos cinco años, que es también el plazo total de vigencia de la ayuda. A su vez, Colombia, Chile y Uruguay han designado mediante ley una autoridad de aplicación para el sector, dotando a dicha autoridad de facultades suficientes para determinar las normas de seguridad, regular aspectos ambientales de los proyectos y para implementar los mecanismos de certificación. Estos países también otorgan incentivos tributarios y aduaneros para la instalación de proyectos de producción de hidrógeno. Chile y Uruguay solamente para hidrógeno renovable; Colombia para hidrógeno de bajas emisiones sin distinción de tecnologías. Específicamente en Uruguay, el Decreto 268/2020 extendió a las inversiones en proyectos de hidrógeno renovable los incentivos de la Ley 16.906 sobre Inversiones y Promoción Industrial. Tales proyectos fueron decretados como prioritarios a los efectos de la asignación de los beneficios. La revisión de los antecedentes comparados indica que, para invertir en la República Argentina, en un marco que minimice las incertidumbres y otorgue seguridad jurídica, sería necesaria una ley que defina el marco regulatorio del hidrógeno, atendiendo a sus características objetivas y específicas. Si se propician las condiciones regulatorias adecuadas, se proyecta que a 2050 podríamos estar exportando unas 4 millones de toneladas de hidrógeno anuales en forma de derivados, manteniendo una producción de 1 millón de toneladas para aplicación en el mercado interno. Según la primera versión de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023, estos volúmenes de producción significarían inversiones en torno a los 90.000 millones de dólares y la creación de 82.000 empleos.
¿Qué sigue para argentina?
La Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023 es apenas una manifestación de interés de Argentina en desempeñar un rol destacado en el futuro mercado de exportación de derivados del hidrógeno, que debería actualizarse periódicamente para reflejar los avances y los cambios que se vayan produciendo en las tecnologías y en el comercio internacional. La Estrategia es necesaria, pero no suficiente. Por otra parte, el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley No 27.742 ofrece beneficios cambiarios, impositivos, tributarios y regulatorios a los que podrían acogerse los proyectos de hidrógeno elegibles para la exportación estratégica a largo plazo. Sin embargo, debido al estado de madurez tecnológica y a la existencia de mercados internacionales incipientes, se ha puesto en duda la adecuación de los términos del RIGI a las características propias del nuevo vector, especialmente en cuanto a la ventana de dos años para la adhesión de los proyectos.
Con o sin adecuación del RIGI a las particularidades del hidrógeno, entendemos que se hace necesaria una ley específica que apruebe el marco regulatorio para el desarrollo de la tecnología, la producción, el transporte, el almacenamiento, la exportación y el uso de hidrógeno de bajas emisiones y sus derivados, como combustible y vector de energía, y como insumo para procesos químicos e industriales, en todo el territorio nacional. Uno de los primeros aspectos que deberá definirse en el texto legal es qué tipo de hidrógeno se busca regular y promover: ¿solamente el hidrógeno renovable o verde, o el hidrógeno de bajas emisiones sin importar la materia prima a partir de la cual se obtuvo? Si se promueven ambos, ¿habría que diferenciar el alcance de los incentivos en uno u otro caso?
Desde este lugar proponemos incluir al hidrógeno producido a partir de cualquier de los recursos naturales existentes en Argentina (fósiles con captura de emisiones, renovables, nuclear) y, eventualmente, el nivel de los incentivos podría establecerse en función de la reducción de emisiones, antes que según el origen de la molécula. Es decir, las distinciones, de haberlas, no se centrarían en el origen fósil o renovable del hidrógeno sino en el nivel de reducción de emisiones que se alcanza, lo cual implica al mismo tiempo una mayor oportunidad en términos de exportación. Tal es el criterio (nivel de emisiones reducidas) adoptado por la Inflation Reduction Act de los Estados Unidos para graduar la cuantía de los créditos fiscales a otorgar a los proyectos de producción.
Definido el objeto, será esencial determinar la autoridad de aplicación a nivel nacional. Para la gobernanza del sector se prefiere un esquema simple, desburocratizado, en cabeza de la Secretaría de Energía, con las interacciones necesarias con la Secretaría de Industria y Comercio, y la Subsecretaría de Ambiente. A esta autoridad de aplicación se le debería encomendar la identificación de las normas técnicas y estándares de seguridad aplicables a los proyectos, y el diseño y la adopción de un sistema de certificación ágil y transparente. Las normas técnicas y el esquema de certificación deberían basarse o ser coherentes con las normas y estándares que ya existen a nivel internacional; en particular, con aquellos vigentes en los países a los cuales Argentina podría exportar. Asimismo, dadas las grandes superficies que ocuparán los proyectos que se alimenten de energías renovables, será necesario permitir un acceso ordenado a los terrenos, mediante la extensión de las servidumbres de electroducto y los derechos de paso para los ductos que podrían transportar mezcla de hidrógeno con gas natural, o ser reconvertidos para el transporte de hidrógeno puro, como ya sucede en la costa del Golfo de los Estados Unidos y en Alemania. En materia ambiental y de permisos, habrá que realizar un trabajo significativo de coordinación interjurisdiccional. El Estado Nacional, con recursos de la cooperación internacional, podría contribuir con la elaboración de guías para la realización de las evaluaciones de impacto ambiental y la identificación de los permisos que se requieren para la instalación de los proyectos de hidrógeno. Tales guías puedan ser útiles para los inversores y para las autoridades locales. Es importante aclarar que nuestra posible ley de hidrógeno no requiere copiar ni emular los instrumentos creados en los países importadores. Por el contrario, nos toca generar regulaciones que habiliten la oferta, eliminando barreras para construir una línea de base que contemple todos los organismos, permisos y trámites necesarios para los proyectos de producción e infraestructura, a fin de detectar la ruta crítica de tramitación para el inicio oportuno de las operaciones. La coordinación de una “ventanilla única” para la habilitación y registro de los proyectos, entre la Nación y las provincias que adhieran, con respeto de las competencias locales, aumentaría la certidumbre y aceleraría los tiempos de implementación. La claridad de los pasos y plazos a seguir en la obtención de los permisos (ambientales y de seguridad), junto con el desarrollo de capacidades para evaluar de forma objetiva y normalizada los distintos proyectos, aportará certeza a las iniciativas. Finalmente, corresponde advertir que ninguno de los proyectos de ley en consideración (con o sin adecuación del RIGI) resuelve el problema de la demanda: la existencia de contratos de largo plazo extendidos por los tomadores del hidrógeno producido o sus derivados. Esta demanda será, como venimos sosteniendo, eminentemente internacional. Por ello, el marco regulatorio para Argentina no requiere necesariamente la imposición de un precio del carbono, ni el otorgamiento de subsidios, ni el establecimiento de cupos o cuotas. Es otro nuestro rol. Es necesario prepararse en términos de regulación, infraestructura, formación de capacidades; pero la regulación local no podrá suplir la materialización de los contratos de quienes se declaran importadores interesados. Esta indefinición de los off-takers es una situación común al resto de los países interesados en producir y exportar. Con más razón, mientras el mercado se desarrolla, será clave ponernos de acuerdo en un marco regulatorio que despeje incertidumbres y genere un entorno atractivo para las inversiones millonarias que implican el hidrógeno de bajas emisiones y las demás tecnologías de transición.
*Directora Académica en CEARE – UBA Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética
1 Proyecto 4574-D-2021 de Martín Maquieyra, Proyecto S-2586/2021 de Martín Doñate y Claudio Rodas; Proyecto 3388-D-2022 de Rosana Bertone; Proyectos 3601-D-2021 de Alberto G. Menna y S-620/2022 de Ignacio Torres, Proyecto S-2171/2022 de Sergio N. Leavy y otros; Proyecto S-2198/2022 de Silvina M. García Larraburu y otros; Proyecto 5855-D-2024 de Ana Clara Romero.
Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en todo el país registraron a partir de la cero horas del viernes 3 de enero incrementos promedio que rondan el 2 por ciento.
Los ajustes a la suba resultan de la actualización, a partir del 1 de enero, de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) dispuestas por el gobierno nacional. También, de la devaluación del peso en relación al dólar durante diciembre.
Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles, en particular de las naftas premium, en el mercado local registradas en los últimos meses.
En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 1,76 % considerando todos los productos, lo cual implica variaciones según zonas del país. En el caso de la región patagónica la suba supera al promedio antes indicado y tiende a reducirse la brecha con el resto del país.
A modo de referencia, los nuevos precios de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA son los siguientes: Nafta Súper $ 1.128 el litro; Infinia Nafta $ 1.394; Diesel 500 (común) $ 1.143, y el Infinia Diesel $ 1.392.
En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.196 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.449; el Diesel Evolux (común) a $ 1.258, y el VPower Diesel a $ 1.457.
En las próximas horas también subirán precios otras importantes marcas del mercado local, como Axion y Puma.
La reglamentación de los cambios de la Ley Bases Decreto N° 1057/2024 en hidrocarburos y gas, destacan la prioridad al abastecimiento interno y control para evitar exportaciones a precios menores que los del mercado local
El Decreto N° 1057/2004 reglamenta varios artículos de la Ley N° 27.742 (“Ley Bases” -LB); en particular, los artículos 101 a 152 (“TÍTULO VI – Energía – Capítulo I: Hidrocarburos. Modificaciones a la ley 17.319”), en el Anexo I; los artículos 153 a 158 (“Capítulo II: Gas natural. Modificaciones a la ley 24.076”) en el Anexo II; y el Artículo 163 en el Anexo III. Éste último manda a “elaborar un proyecto de legislación uniforme y armónica en materia medioambiental”, que involucre a la legislación ambiental nacional, y provincial relacionada con la explotación de los hidrocarburos. El Artículo 159 de la Ley Bases modifica la última ley de nacionalización del paquete de acciones que posibilitan el control de YPF S.A, sustituyendo los incisos d), g) y h) del artículo 3° de la ley 26.741 por los siguientes:
d) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del abastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.
g) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con la calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos.
h) La exportación de hidrocarburos para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras.
El Artículo 160 de la LB deroga el Artículo 1° de la Ley N° 26.741, que decía “Declárase de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.”
El 161 dispone la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad “el que, una vez constituido, reemplazará y asumirá las funciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), creado por el artículo 54 de la ley 24.065, y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), creado por el artículo 50 de la ley 24.076. …”
Por último, el 162 faculta “al Poder Ejecutivo nacional a adecuar, en el plazo dispuesto por el artículo 1° de la presente ley, las leyes 15.336 y 24.065 y la normativa reglamentaria correspondiente conforme a las siguientes bases: …” y allí enumera principios y pautas para promover la libre comercialización de energía eléctrica, el desarrollo de la industria y su red de transporte, recuperar a las señales de costos económicos como fundamento de las tarifas y limitar las funciones del Consejo Federal de la Energía Eléctrica (creado por la Ley N° 15.336), a la de “organismo asesor de consulta no vinculante de la autoridad de aplicación …”
Los Anexos I y II del Decreto N° 1057/2024, básicamente reglamentan los cambios que la Ley Bases realizó a la Ley de Hidrocarburos, N° 17.319, y a la N° 24.076, Marco Regulatorio del Transporte y la Distribución del Gas Natural (y ya no sólo por redes). Notamos cierta falta de claridad o cuestiones sujetas a interpretación emergentes de las disposiciones del Decreto N° 1057/2024, y vamos a mencionar las que nos resultan más notorias.
Objetivos de política del Decreto N° 1057/2024
Los artículos de la Ley Bases relacionados con el abastecimiento interno y la exportación de hidrocarburos abandonan el objetivo de autoabastecimiento, y eventualmente lo reemplazan por un de abastecimiento suficiente del consumo nacional (“seguridad de suministro”, Anexo I Art. 18), que puede o no provenir de recursos locales. Ello se hace evidente en las disposiciones mencionadas del Artículo 160 de la LB arriba comentado.
La reglamentación dispuesta por el Decreto N° 1057/2024 pretende (entendemos) ser conducente a esos efectos. Y ello a pesar de que algunas disposiciones no resultan del todo claras y que podrían estar sujetas a interpretación y eventual litigio y judicialización.
Comercialización
Las modificaciones introducidas al Art. 6° de la Ley 17.319 por la LB, no sólo desisten del objetivo de autoabastecimiento. También declinan la potestad del Gobierno para definir una política de precios para el mercado interno de hidrocarburos. Sin embargo, y según el alcance que se dé a la interpretación de la nueva redacción, no se renuncia a la potestad del Gobierno para establecer políticas que hacen a la extracción, comercialización traslado y uso interno de esos productos.
Exportaciones de gas natural por ductos vs de gas natural licuado – GNL
Para las exportaciones por ductos, se dispone que las proyecciones de disponibilidad de gas se actualizan cada 3 años (Anexo I Art. 14). Para las de GNL, cada 5 años (Anexo II Art. 3°). La exportación por ductos requiere de una “constancia” de libre exportación (Anexo I Art.22); y la de GNL, de una “autorización” de libre exportación (Anexo II Art 8°).
Los causales de objeciones a la exportación de gas parecen atender las necesidades de abastecimiento interno, pero no queda claro que pasa cuando se actualizan las proyecciones que se hubiesen presentado con notificaciones no objetadas oportunamente, y resulten distintas a las presentadas originalmente (mostrando reducciones en producción y/o reservas y/o disponibilidad). El Art. 16 del Anexo I y el 6° del Anexo II se ocupan de las objeciones. Pero en todos los supuestos analizados se trata de objeciones que provocarían la objeción a la exportación notificada, y no la interrupción de exportaciones en curso. De allí que las disposiciones del inciso (f) de ese Art. 16 (“la existencia y/u ocurrencia de variaciones imprevistas y significativas en precios de mercado interno”), no resulten relevantes.
La normativa genera contingencias muy importantes frente a la no objeción de notificaciones de exportación de muy largo plazo, por lo que debiera limitarse mucho el volumen total no objetado en esas condiciones. Hasta se podría licitar a cambio de un canon el poder exportar volúmenes por tan largo plazo. O al menos cubrir con mecanismos de seguros pecuniarios o contratos contingentes la eventualidad de tener que recurrir a importaciones que compensen las exportaciones.
El estudio periódico que haría la SE sobre disponibilidades puede servir como guía, pero la experiencia demuestra que no siempre se puede confiar en que las proyecciones de este tipo de estudios se ajuste a la realidad. En el pasado la Secretaría de Energía se ha topado con estimaciones de reservas presentadas por concesionarios para que se les autorizase exportaciones de gas natural, que demostraron no solamente ser erróneas sino incluso amañadas, al punto que se dispuso la suspensión temporal del registro ad hoc de la Secretaría, de la empresa que las hubo realizado, que es una de las más importantes del mundo.
El artículo 22 del Anexo I agrega “La SECRETARÍA DE ENERGÍA verificará el inicio, la finalización y los volúmenes de las exportaciones de hidrocarburos y, en caso de que se verifiquen incumplimientos graves, dispondrá la caducidad de la autorización emitida. En ese caso, el interesado deberá realizar una nueva Notificación de exportación”. Asimismo, en el Artículo 23 se lee: “La SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá tomar medidas puntuales frente a circunstancias excepcionales, como caso fortuito o fuerza mayor, que comprometan objetivamente la seguridad del suministro en los términos del artículo 18 del presente reglamento.”
Este abordaje de situaciones excepcionales que interrumpirían exportaciones, con un lenguaje quizás aceptable en el derecho anglo-americano, no lo sería tanto en el latinoamericano, donde sus variadas interpretaciones constituyen potenciales contingencias. Suele ser más sabio otorgar a la Autoridad de Aplicación derechos más discrecionales y conjurar las contingencias aparentes en perjuicio del administrado de alguna manera que mitigue el riesgo, como la constitución de fondos de contingencia y mucha flexibilidad al momento de recurrir a otras opciones; para el caso, fuentes adicionales de suministro a la exportación (incluso reemplazando el consumo interno con combustibles alternativos).
El repaso, por ejemplo, de la normativa canadiense1 permite observar un lenguaje de características aún más laxas que el del Decreto N° 1057/2024. Claro que Canadá, con cerca de 41 millones de habitantes produce unos de 520 MMm3/día de gas, consume cerca de 237 MMm3/d y exporta cerca de 170 MMm3/d2 . EL PBI de Argentina es de cerca de 0,64 miles de millones de USD/año y el de Canadá de 2,2 miles de millones . Argentina tiene cerca de 47 millones de habitantes. Hoy en Argentina se producen hasta 150 MMm3/día y las exportaciones de 2023 fueron de cerca de 7,3 MMm3/d.
Se consumen en el país unos 120 MMm3/d y unos 100 MMm3/d pasan por los sistemas de distribución (ENARGAS, varias fuentes). En resumen: los excedentes de producción de Canadá son muy superiores a los de nuestro país. Por otra parte, el Decreto no prevé sanción alguna para quienes hubiesen alterado las condiciones de exportación de gas y la información relacionada que se hubiese entregado a la Autoridad de Aplicación al momento de notificar la exportación. Apenas la necesidad de iniciar un nuevo proceso para exportar.
Exportaciones de GNL
Como mencionamos, aquí a las notificaciones (Arts. 1 a 4 del Anexo II) debe seguirles una autorización (Art. 8 del Anexo II).
Aunque al último párrafo del Artículo 22 (Anexo I) se le escapa la palabra “autorización”, el término estaría reservado para las exportaciones de GNL. Aquí la contingencia deviene de un período de 30 años en que una exportación de GNL se realizaría en firme. Si bien el inciso a) del Art. 4° del Anexo II requiere que el estudio de disponibilidad se actualice cada 5 años (y no cada3 como en las exportaciones por ducto), es interesante que en este artículo se incluya el siguiente texto: “Las empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual, junto a la información de reservas comprobadas, no comprobadas y recursos contingentes, la información correspondiente a los recursos prospectivos de hidrocarburos líquidos y gaseosos de las áreas de su titularidad, certificada por auditores externos.
Asimismo, deberán presentar las proyecciones de producción de hidrocarburos convencionales y no convencionales (‘shale” y ‘tight”) incluyendo el total de los recursos remanentes de cada área; …”
Estas obligaciones repiten las exigidas por el Art. 44 del Anexo I del Decreto, y para los mismos agentes (permisionarios de exploración y los concesionarios de explotación de hidrocarburos, que en el Anexo II -Art.4°- son “empresas”). Incluirlas de nuevo para el caso de exportadores de GNL resultaría redundante. La pregunta es si acaso las actualizaciones periódicas de esta información podría afectar las exportaciones autorizadas de GNL; y las no objetadas al momento de notificarse, cuando se utilizan gasoductos. La respuesta parecería que excluye esa posibilidad, y en cambio podría afectar el ánimo de la Autoridad de Aplicación para no objetar nuevas notificaciones (ductos) o para otorgar nuevas autorizaciones (GNL). Pero esto es una simple interpretación. Y puede haber otras.
Reservas y renovables
Hemos hablado de que exportar gas no debe ser malo4 en tanto se mantuviese el nivel de reservas, a efectos de no transferir, eventualmente, renta hidrocarburífera al exterior, devenida de la diferencia entre el precio de exportación y el costo efectivo de reponer o sustituir las reservas por otras fuentes de energía.
Como la “ventana de hidrocarburos”-período de transición en que estas fuentes de energía se sigan utilizando y tengan demanda y valor de mercado- se extenderá durante un período difícil de determinar, quizás ya no debe pensarse en mantener el nivel de reservas, y en cambio, corresponda reconocer la necesidad de transformar al menos en parte la renta hidrocarburífera en instalaciones de producción de energía renovable. El ejemplo de Statoil en Noruega5 sirve para entender cómo proceder, no sólo para evitar la “Enfermedad Holandesa” (analizada en estudio de 1982 realizado por Warner Max Corden y J. Peter Neary), que es la apreciación de la moneda interna por la irrupción abrupta de divisas provocada por exportaciones que ocupan un nivel creciente en el PBI, sino también para aprovechar la renta hidrocarburífera en beneficio de la economía interna del país.
Pero una empresa estatal no es la única manera. Puede constituirse un fondo privado que luego financiará a los proyectos de renovables que sean propiedad de esos inversores. Como instrumento financiero, puede constituirse en el exterior, a salvo de cambios en la política energética o en general, en la política distribución de los ingresos del país.
El esquema sugerido se expone en la siguiente ilustración: Ilustración 1
Almacenaje
El almacenaje de hidrocarburos per se, sigue siendo regido por la antigua Ley N° 13.360 y modificatorias, y su reglamentación. Se establece un régimen de libertad para la construcción y explotación de almacenajes, incluso la utilización de yacimientos “depletados” para la actividad, sin derechos a terceros para el uso de capacidad remanente, salvo acuerdo del titular, con la mera obligación de aplicar tarifas similares a todos esos terceros (Arts. 5° y 6°, 33 y 38 del Anexo I). El Art. 41 del Anexo I dispone que “El autorizado al almacenamiento subterráneo de gas natural deberá dar cumplimiento a la normativa vigente del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) en materia de seguridad técnica y protección ambiental”. A la fecha, el ENARGAS ha puesto a consulta pública el proyecto de Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural (Res. ENARGAS N° 787/2024). La palabra “subterráneo” no aparece en el proyecto.
El almacenaje que forma parte de instalaciones de transporte o distribución reguladas se considera parte de esas instalaciones y debe ser operado acorde a las disposiciones que regulan el transporte y la distribución regulados de gas por redes (T&D, ver Art. 24 de la Ley N° 24.076). Es de notar aquí que la normativa no avanzó sobre la reglamentación de una actividad regulada y de acceso abierto de almacenaje de gas per se, ya que las instalaciones que forman parte de las de T&D son operadas por sus prestadores para brindar esos servicios, y no para servicios de almacenaje.
Transporte y transporte dedicado al GNL
El Artículo 33 del Decreto clasifica las habilitaciones para transportar gas de la siguiente manera:
-Reserva el término “concesión” de trasporte a las (i) ya otorgadas en virtud de los derechos que los concesionarios de explotación de hidrocarburos de la Ley N° 17.319 tienen para transportarlos (Art. 28 y Sección 4ta de la LH); y (ii) a las ya otorgadas según lo dispone esa misma Ley, pero no relacionadas con el ejercicio de los derechos conferidos por el Art. 28 de la Ley. -Reserva el término de “licencia”, a las otorgadas acorde a las disposiciones de la Ley N° 24.076.-
Utiliza el término “autorización” para todas las demás habilitaciones para transportar hidrocarburos por ductos que se vayan a otorgar.
Ese mismo artículo exime de la obligación de poner a disposición de terceros capacidad remanente de ductos dedicados a suministrar con gas a “complejos de refinación y sus instalaciones de almacenamiento vinculadas, o afectadas a plantas de licuefacción de gas natural o autorizaciones de almacenamiento subterráneo en yacimientos.” Y esta excepción es reforzada por las disposiciones del Artículo 10 del Anexo II del Decreto, cuando se trata de GNL destinado a exportación. “ARTÍCULO 10.- Infraestructura de Transporte para exportación de GNL. No resultarán de aplicación las disposiciones del primer párrafo del artículo 43 de la Ley N° 17.319, modificado por la Ley N° 27.742, a las instalaciones de transporte dedicadas exclusivamente a la exportación de GNL.”
Los plazos de las habilitaciones son compatibles con derechos adquiridos y con los de las modificaciones que dispone la LB para otras actividades y agentes. El Art. 34 del Decreto dispone que la SECRETARÍA DE ENERGÍA sea la autoridad de aplicación de la normativa de transporte de hidrocarburos. Además dispone que: “Las autorizaciones de transporte no comprenderán las instalaciones de procesamiento o almacenaje vinculadas a una autorización de transporte para las cuales se haya solicitado una habilitación de procesamiento o una autorización de almacenaje independiente a la autorización de transporte, conforme al artículo 4° de la Ley N° 17.319, modificado por la Ley N° 27.742, con excepción de aquellos casos que determine la SECRETARIA DE ENERGIA.”
Esto es (y es lo que entendemos): habilitaciones de transporte por un lado, habilitaciones de otras actividades por el otro; aunque las instalaciones de transporte estén destinadas a abastecerlas.
En conclusión, la LH actualizada y su reglamentación utilizan el término “autorización” para intentar un alcance mayor para las actividades de transporte de hidrocarburos por ducto, con menos injerencia regulatoria.
De esta manera, un gasoducto “dedicado” a alimentar una licuefactora de gas natural o un almacenamiento subterráneo de gas, en tanto se lo entienda como una instalación de entre las que estén “afectadas a plantas de licuefacción de gas natural o autorizaciones de almacenamiento subterráneo en yacimientos”, no puede ser requerido para el uso de su capacidad remanente por parte de terceros.
Aunque las disposiciones del Artículo 10 el Anexo II del Decreto, hacen pensar que esta excepción a las disposiciones del Art. 43 de la LH, sea sólo aplicable si las instalaciones de licuefacción están exclusivamente dedicadas a la exportación. Ahora bien, construir una obra que cueste algunos miles de millones de dólares (por ser un gasoducto largo, de gran diámetro y mucha capacidad de transporte), estrictamente dedicado a la licuefacción de gas, no parece ser la opción más adecuada. Ello en tanto una obra de esa envergadura con una única utilidad (exportar GNL), genera un riesgo mucho mayor al de utilizar instalaciones existentes, con posibles ampliaciones (que costarían menos plata). Sobre todo cuando las modificaciones normativas que impuso la LB, y en particular las que dispone el Artículo 9° del Anexo II del Decreto N° 1057/2024, establecen que:
“Sujeto a la acreditación periódica de las disponibilidades exigidas en el inciso a) del artículo 4° del presente Anexo II, conforme lo previsto en el artículo 11, inciso a) de este Anexo II, el ejercicio del derecho a exportar GNL conforme la «Autorización de Libre Exportación de GNL» en condición firme, implicará realizarlo en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos cualquiera sea la causa, así como el derecho de acceder en igualdad de condiciones que cualquier otro segmento de la demanda a la producción y adquisición de gas natural, y a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie que se requieran para las exportaciones de GNL conforme a las disposiciones del presente Anexo II.” Lo cual repite lo ya dispuesto por las modificaciones que la LB hizo a la Ley N° 24.076, y en particular lo que dispone el nuevo Artículo 3° bis de esa ley así modificada:
“El otorgamiento de una autorización de exportación firme de GNL implicará para sus titulares el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos por causa alguna durante cada día del período de vigencia de la autorización de exportación respectiva, así como el derecho de acceder sin restricciones ni interrupciones de ninguna naturaleza al suministro de gas natural o a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie de los que sean titulares o que hubiesen contratado a tal fin.”
Todo este esfuerzo normativo desplegado por las modificaciones a la LH y al Marco Regulatorio del T&D de gas, es así desdeñado por un proyecto (¿faraónico?) que, en lugar de aprovechar estos cambios, utiliza el camino de aislar instalaciones y añadir al riesgo de las actividades de extracción, licuefacción de gas natural y exportación de GNL, el de su transporte. Y que ocupará una porción mayor de la inversión, dada su envergadura.
Y además, esta elección, y si se quiere mantener la excepción dispuesta en el Art. 10 del Anexo II del Decreto, “condena” a las instalaciones de obtención y embarque de GNL a ser utilizadas exclusivamente para exportar ese producto (no pudiendo destinarlo al mercado interno).
“Africanización” del GNL
El término que elegimos ojalá no ofenda a quienes habitan ese gran continente. Pero refiere a proyectos en los que el aprovechamiento de los recursos naturales “in situ” se limita a su extracción y exportación. Lo cual aporta empleo e impuestos a la economía local. Pero menos de lo que ocurriría si hubiese industrias capaces de procesar, elaborar, utilizar o aprovechar de cualquier manera a esos recursos en el propio territorio.
Escribimos en 2018 que exportar gas natural no debe ser malo, como ya mencionamos. Y lo sostenemos. Pero realizar inversiones de vida útil limitada por tener dedicación exclusiva a la exportación, teniendo disponible infraestructura que evitaría ese esfuerzo -y en una parte relevante del mismo-, no parece tener sentido. Sobre todo cuando, observando a Chile y aún Bolivia, constatamos que la utilización del GNL como combustible movilizado en contenedores de uso vial o hasta fluvial, es una alternativa eficiente y segura para suministrar gas natural a lugares y actividades que no cuentan con suministro por ductos.
Tener que renunciar a una instalación de licuefacción de gas natural como alternativa de suministro al mercado interno, sólo porque su actividad principal es la exportación y debe serlo de manera exclusiva para evitar que alguien (¿en la meseta de Somuncurá?) vaya a requerir acceso; o que otra instalación de licuefacción pueda hacerlo; utilizando, en ambos casos, capacidad remanente, y mientras esté vacante; no parece una decisión eficiente.
EL GNL como industria local
La exportación de GNL requiere primero su licuefacción. Es una actividad que requiere grandes inversiones y un proceso complejo. Una industria en si misma. ¿Por qué tratar a la exportación de GNL como exportación de gas natural? Con un criterio similar debieran serlo la de aceite de soja o la de aluminio (para generar las importantes cantidades de electricidad que emplea la refinación de alúmina o bauxita se utiliza mucho gas natural). Dependiendo de criterios ad hoc, la lista podría ser mayor.
Y si la licuefacción de gas natural es una industria local, ¿por qué su tratamiento en el consumo de gas debiera ser distinto al de otra industria? Sin perjuicio de que el régimen de beneficios para grandes inversiones dispuesto por la LB beneficie a la licuefacción de gas, y en general a cualquier industria que las requiera.
En nuestra opinión, posiblemente no sería “justo” y por tanto sería “judiciable” cualquier disposición que otorgue privilegios para la utilización de gas natural y/o su transporte en determinadas actividades industriales, o aún para su mera exportación, y en detrimento de otras actividades; no ya por requerir grandes inversiones o generar mucho empleo o ser “prioritarias” (como el uso residencial), sino apenas por ser alguna actividad determinada, y no otra. Y ese tipo de litigios, cuando están alcanzados por beneficios garantizados, pueden terminar perjudicando al patrimonio del garante: el Estado Nacional.
Regímenes especiales y excepciones
En nuestra opinión, los regímenes especiales que benefician a sujetos particulares que forman parte de actividades que se desenvuelven bajo libertad de industria y comercio y regidos por los generales de la ley, así como las disposiciones legales que no establecen límites o condiciones precisas sobre la disponibilidad de recursos naturales o (sin ser actividades de servicio público) para el uso prioritario de servicios que están regulados, agregan contingencias sobre el patrimonio del estado: cada vez que, por la razón que fuere, los beneficiarios de esos regímenes especiales o excepciones entiendan que sus derechos particulares han sido vulnerados, se agraviarán y requerirán pagos a actos resarcitorios a costa del estado.
Y ello mientras el resto de las actividades, que se desempeñan en forma pacífica, serán directa o indirectamente afectados por el ejercicio de tales privilegios por parte de quienes se entienda que tienen derecho a ejercerlos. Aunque todo ello, sin perjuicio de los eventuales beneficios para el empleo y hasta para las industrias que forman parte de la cadena de valor de las beneficiadas por esos regímenes de excepción.
Conclusiones:
Algunas modificaciones a las leyes N° 17.319 y N° 24.076 que dispuso la LB pueden resultar controvertidas y, en algunos casos generar litigios. Sobre todo en lo relacionado a la exportación de gas natural o GNL. Y entendemos que las excepciones y posibles privilegios que surgen de algunas de esas modificaciones no serían necesarios cuando las actuales normas (incluso actualizadas por la LB), ya otorgan los derechos necesarios y su custodia, en beneficio de esas y otras actividades. Y que algunas excepciones, como el uso dedicado del transporte por ductos que requieren derechos de paso y servidumbres que en general se otorgan para prestar servicios públicos o para permitir una actividad imposible de realizar sin recurrir a ellos, puede que no sólo resulten controvertidas, sino hasta ineficientes.
*Consultor independiente en servicios públicos y negocios con energía
4 Patagoniashale.com.ar, diciembre de 2018; Argentina (reeditada también en “Energía y Negocios”, Argentina.
5 “Statoil: between Nationalisation, Globalisation and Europeanisation”; Dag Harald Claes; 2002; ARENA Working Papers WP 02/34; https://www.sv.uio.no/arena/english/research/publications/arena-working-papers/2001-2010/2002/wp02_34.htm
Primer año de Milei: un enfoque en estabilizar la economía priorizó las emergencias macroeconómicas, dejando desafíos pendientes en energía. Avances iniciales prometen mayor inversión y exportaciones clave
2024, primer año de la gestión del presidente Milei, se caracterizó por priorizar y resolver la emergencia macroeconómica ante la situación de colapso que dejó el cuarto gobierno K. Como corresponde durante una situación de emergencia de estas características, todas las decisiones en distintas áreas del gobierno se subordinaron a las consignas establecidas por el Ministerio de Economía, responsable primario de estabilizar la economía del país. Afortunadamente casi se ha logrado esa estabilización y la economía argentina ha salido del quirófano.
Ahora bien, resuelta la emergencia económica cuya superación demandó grandes sacrificios a la ciudadanía, en particular a la de clase media y postergaciones en áreas claves para la recuperación del país, es necesario comenzar sin dilaciones a atender la situación de las restantes áreas de la actividad socio económica seriamente afectada por el intervencionismo estatal con sus secuelas de corrupción, desinversión y capitalismo de amigos. En energía, esa puesta a punto debe iniciarse con un saneamiento económico que le permita brindar al país productos y servicios en cantidad calidad y precio, acorde con sus enormes recursos, para mejorar eficiencia en el sector productivo y calidad de vida a la gente. Afortunadamente el Gobierno durante 2024 ha avanzado bastante en ese sentido eliminando subsidios en forma parcial y actualizando transitoriamente tarifas de los segmentos regulados, siempre, por lo que se dijo antes, con la autorización de Economía en función de la evolución del IPC y del equilibrio fiscal, en ese orden. Ese avance es destacable si se tiene en cuenta el estado deplorable de las cuentas del sector en diciembre 2023 fruto del populismo energético impuesto por los gobiernos K donde se inventaron costos, se redujeron tarifas hasta significar solo un 20% de esos costos manipulados y se intervinieron los precios del crudo y combustibles, trampeando las disposiciones vigentes.
El sector energético argentino en los últimos 20 años se ha financiado casi con exclusividad, mediante ingresos que no fueron genuinos, no provenían de los usuarios y tampoco reflejaban costos económicos de esos productos y servicios. Además, los subsidios por más de USD 150.000 millones otorgados discrecionalmente no cubrían inversiones en los segmentos regulados y las desalentaban en los no regulados. La tormenta perfecta para el desabastecimiento: exacerbación de la demanda y caída de la oferta. Al inicio del segundo año de gestión, en energía queda mucho por hacer para poner en condiciones un sector con recursos que por su magnitud exceden en gran medida a las demandas locales y regionales. Las restricciones de la emergencia que condicionaron los cambios y ajustes en energía durante 2024, en 2025 serán menores y es de esperar que para el inicio 2026 ya no influyan en las decisiones del sector. Claro que siempre que se mantenga el ritmo de las desregulaciones, se aliente la competencia, se afiance la apertura de la economía, se fortalezca la seguridad jurídica y respeten las instituciones, entre otros requisitos que hacen al clima de negocios e inversiones. Este comentario no es ocioso teniendo en cuenta el pasado político institucional de la Argentina donde las estrategias de poder circunstancial preponderaron sobre las de crecimiento y desarrollo de mediano y largo plazo, máxime en años electorales. La Ley Bases, el RIGI y las desregulaciones que encara el Gobierno, están generando las condiciones para que vengan las cuantiosas inversiones privadas que requiere el sector energético para recuperar el terreno perdido en lo que va del siglo y monetizar, en los plazos que marque la transición energética, los recursos de petróleo y gas de escala mundial que yacen bajo tierra sin valor.
Solamente para aggiornar el servicio eléctrico se requieren unos USD 25.000 millones y para comenzar a exportar gas al mundo en su única forma posible, como gas natural licuado o GNL e incrementar las de crudo, estamos hablando de inversiones anuales durante los primeros cinco años en promedio de USD 15.000 millones. Si lográramos hacer esto, la energía dotaría al país un servicio de gas y electricidad seguro y con costos inferiores a los de la región, aumentando la productividad de nuestra economía. Por otra parte, se iniciaría un proceso exportador de petróleo y gas como GNL inédito par nuestro país, generando divisas que, en menos de una década, pueden superar a las generadas por el campo.
Para que esto ocurra, Argentina debe recuperar la confianza del mundo luego de la triste performance populista de los últimos 80 años en los que tuvimos 7 defaults, decenas de sentencias adversas en tribunales internacionales por incumplimiento de contratos, inflación crónica que le agregó en realidad 16 ceros a nuestra moneda, la economía mas cerrada del mundo y lo que es mas grave el cambio con cada gobierno de las reglas de juego. Es decir, una carencia patológica de Políticas de Estado.
En paralelo a la eliminación de los condicionantes, mencionados aquí en forma sintética, se deberá reformular la estructura del área de energía del Gobierno adecuada durante las gestiones K al intervencionismo, la prebenda y la corrupción. En función de los nuevos objetivos a establecer para el sector, se debe pensar en una nueva estructura que actúe como catalizador de inversiones privadas.
* Emilio Apud, Ingeniero consultor, ex Secretario de Energía.
La energía Argentina a fines de 2024
La energía en 2024 refleja desafíos heredados y falta de planificación estratégica bajo el gobierno Milei. Sin plan director, el sector enfrenta incertidumbre en inversiones, transición energética y abastecimiento interno seguro
El panorama energético al finalizar 2024 presenta interrogantes futuros relacionados con la crítica situación del sector – en gran parte heredada- y su probable evolución en el próximo trienio. El discurso y las decisiones adoptadas hasta el presente por el gobierno generan incertidumbres.
Está diagnosticado que el sistema necesita la expansión de su infraestructura física; ello requiere fuertes inversiones en toda la cadena de valor desde la producción de petróleo y gas y energía eléctrica en todas sus formas, hasta las redes de transmisión y distribución de los servicios públicos. Los precios deberían ser fijados en mercados competitivos permanentemente auditados por “Defensa de la Competencia” y otros organismos de control; y esta situación no se cumple en Argentina actual ni existen informes oficiales sobre este tema.
Los Entes Reguladores son fundamentales para la fijación de las tarifas justas y razonables de los servicios públicos que incluyen el transporte; la distribución por redes y la comercialización de gas natural y de energía eléctrica. Un tema que no puede ser dejado de lado es la necesidad de los subsidios energéticos en cantidad necesaria para garantizar a aquellas personas con dificultades el consumo de energía que garantice su inclusión social. Y el Estado debería prever por vía presupuestaria al financiamiento de las partidas correspondientes para tal fin.
Sin embargo, al finalizar 2024 el gobierno no ha logrado todavía dar los lineamientos del Plan de Inversiones públicas y privadas que va a impulsar para asegurar el abastecimiento del mercado interno en forma segura en los próximos 5 años. Tampoco definió los precios y tarifas con los cuales los mercados serán efectivamente abastecidos. Es también una incógnita que el Estado omite develar el monto de subsidios necesarios para ayudar a la pobreza y a la pobreza externa a acceder al consumo de energía; y al financiamiento de los mismos. Esto es inadmisible si tenemos en cuenta que la inflación se ha reducido – con enormes sacrificios- y el tipo de cambio está en condición estable. Lo hecho en el año muestra que el Gobierno comenzó sin un programa energético explícito. El Presidente de la Nación se definió a sí mismo como un “negacionista del cambio climático”. No es el único político argentino ni el único presidente del mundo que lo ha hecho. La experiencia en este siglo muestra que el negacionismo incluye a políticos mundiales relevantes, presidentes de países importantes y sobre todo a gran parte del empresariado mundial ligado a las industrias productoras de hidrocarburos, y el carbón; y muchas veces también a sus fieles empleados. Es muy grave que Argentina no haya participado de la COP 29 en Azerbaiyán; y ello, además de inexplicable, introduce dudas fundadas sobre las formas en que Argentina cumplirá en el futuro con los compromisos asumidos por el país en la cumbre de Paris en 2015 referidos a la Transición Energética para controlar el cambio climático en el presente siglo. El no cumplimiento de las obligaciones asumidas llevan asociadas las posibles represalias políticas o económicas que el incumplimiento podría acarrear para nuestro país en formas de sobrecostos, cierre de mercados para nuestras exportaciones sobre todo en el continente europeo.
El Gobierno en su primer año no ha hecho ningún anuncio que indique que el Estado tenga la idea de elaborar un “Plan Estratégico Director para la Energía de mediano y largo plazo” del cual la Argentina carece desde hace más de 20 años y que es imprescindible para proyectar las inversiones tanto públicas como privadas y desarrollar los proyectos de las nuevas obras a encarar en forma prioritaria para asegurar el abastecimiento pleno y seguro de nuestra “demanda energética” que hoy no es ni pleno ni seguro. Es claro que sin contar con un Plan Director nacional consensuado y aprobado que explicite los objetivos nacionales estratégicos de mediano y largo plazo no habrá ni inversiones públicas ni privadas en el futuro. Es imposible por ejemplo contestar en diciembre de 2024 si Argentina construirá algún día, y en alguna parte alguna nueva central nuclear; o alguna nueva central hidroeléctrica de escala mundial como lo ha hecho en el pasado; así como tampoco es posible contestar si se ampliará o no el Sistema de Transmisión Eléctrica de Alta Tensión en 500 KV que tiene un déficit crónico de inversión diagnosticado que debería ser resuelto.
Lo anterior debe ser entendido como un listado no exhaustivo de cuestiones estratégicas que el gobierno no encaró ni anunció en su primer año de gobierno; un período en que se produjeron cambios de conducción importantes en la Secretaría de Energía y también en los Entes Reguladores sin que se hayan aplicado todavía reorganizaciones eficientes, que oportunamente habían sido anunciadas, como la unificación de los Entes Reguladores de gas y la electricidad en un solo Ente.
Un tema relevante, que motivó el 23 de septiembre el desprolijo anuncio por parte del Jefe de Gabinete de Ministros de cortes de electricidad en el AMBA. El funcionario dio por hecho que en el verano se producirían cortes de energía en los días de máximas temperaturas. Inexplicablemente el ministro coordinador hizo suyos los conceptos de un informe técnico de Cammesa que consignaba que el sistema eléctrico nacional tendría una demanda en el verano del orden de 31500 MW en los días más tórridos; y que esa demanda no podría ser satisfecha por el sistema en las condiciones actuales del parque de generación eléctrica. El IAE Mosconi viene estudiando este tema desde hace varios años y lo ha denunciado antes de ahora alertando a los gobiernos de turno de ese problema en ciernes. Pero lo cierto es que los anuncios oficiales fueron desprolijos y poco didácticos, el Secretario de Energía puso un poco de orden y racionalidad circunscribiendo los eventuales cortes a los días de máximo calor; y anunciando, correctamente cortes rotativos sobre la Industria en caso de ser ello necesario; evitando con ello el pánico social. Los anuncios fueron imprecisos, y el gobierno no fue al fondo del problema para explicar las soluciones técnicas de fondo que deben ser implementadas para resolver el inconveniente en forma definitiva. En opinión del IAE Mosconi resolver ese problema requerirá la instalación de no menos de 2500 Mw de potencia en el AMBA e inversiones en la ampliación de la Red de 500 KV que vinculan el AMBA con el resto del sistema interconectado nacional. Se trata de inversiones importantes postergadas y su concreción requiere años y decisiones de financiamiento que todavía no están siquiera estudiadas.
Es necesario puntualizar que el cambio del primer Secretario de Energía del gobierno que se produjo con el anuncio oficial de los cortes, no se tradujo, lamentablemente, en una mejor explicación oficial sobre la solución definitiva del importante problema planteado, ni sobre la inversión necesaria; ni tampoco sobre el plazo que demandaría la puesta en marcha de las obras para resolver el problema en forma definitiva.
Hago contar por último que 2024 transcurrió sin que el gobierno nacional pudiera definir la situación del vencimiento de los contratos de concesión de las centrales hidroeléctricas firmados por 30 años a partir de 1993 por el gobierno del Presidente Menem. Esos contratos vencieron en 2023 y corresponde adoptar una política pública consensuada sobre este importantísimo tema que permanece en un limbo sin definiciones por parte del actual gobierno. Esas indefiniciones son las mismas que tuvo el gobierno del Alberto Fernández. El IAE MOSCONI se pronunció en reiteradas oportunidades sobre la inconveniencia de continuar con el sistema de concesiones en las grandes centrales hidroeléctricas del Comahue. El Instituto promueve, en cambio, la firma de Contratos de Operación y Mantenimiento con empresas privadas por 10 años con posibilidad de renovación mediante licitaciones públicas. Al mismo tiempo el IAE MOSCONI promueve que para las centrales que hayan cumplido con su vida útil, su propietario – el Estado nacional- encare las inversiones de extensión de la vida útil de las mismas con créditos de los Bancos de Inversión de los que Argentina es socia como el BID y el Banco Mundial continuando con la muy exitosa política de la ex empresa Hidronor SA en la construcción de las más importantes centrales hidroeléctricas argentinas.
Por otra parte el sector de los hidrocarburos – el otro gran sector que de la Energía- ha mostrado en el año en curso un mayor dinamismo que el sector eléctrico en cuanto a posibles inversiones. Ese dinamismo se ha basado básicamente en una gran actividad del sector privado basado en la aprobación de la Ley de Bases. La fuerte actividad se centraliza en el yacimiento de Vaca Muerta y particularmente en los grandes proyectos gasíferos de exportación de gas natural licuado. El proyecto más importante ha sido el de YPF con la empresa malaya Petronas en la primera parte del año un gran impacto político con la expectativa de una inversión comprendida entre 30.000 y 50000 millones de dólares y una exportación de gas natural nunca vista ni imaginada en la historia energética argentina.
Sin embargo dicho Proyecto no demostró hasta ahora su viabilidad integral; no fue presentado a la sociedad, ni a la política en Argentina y en definitiva todo indica que requiere un mayor esfuerzo y compromiso del Estado en lograr la maduración de este y otros proyectos similares demostrando la factibilidad técnica, económico, financiera y tarifaria.
Es importante mencionar dos aspectos que merecen ser destacados que introducen un cambio en el funcionamiento del sector energético. El primero de ellos es que parece existir una política no oficial que el Gobierno tolera impulsada por los inversores argentinos y extranjeros de privilegiar una excesiva primarización de nuestra economía energética. Existe un enorme interés por producir petróleo y gas de Vaca Muerta para exportarlo -sin aun conocer la viabilidad de acceder a los mercados mundiales con precios competitivos- ; esa política se genera en un país como Argentina en donde hoy no existen todavía mercados energéticos argentinos competitivos para la comercialización de dichos productos.
*Presidente del Instituto Argentino de la Energía Gral. Mosconi
La energía en el 2025: luces y sombras
Mientras el petróleo y gas impulsan exportaciones y superávit, el sector eléctrico enfrenta urgencias. La recuperación demanda tarifas eficientes, inversión privada y un mercado competitivo.
El sector de petróleo y gas está en plena expansión. La meta del millón de barriles de petróleo de Vaca Muerta va camino a cumplirse con el significativo impacto que tendrá en la balanza comercial. Las obras para evacuar el petróleo están en curso de ejecución o licitadas (rehabilitación del gasoducto trasandino OTASA, duplicación del oleoducto de Oldelval, nuevo oleoducto Vaca Muerta Sur). El petróleo de Vaca Muerta viene con gas asociado y hay que buscar nuevas demandas en la Argentina, en la región y en el mundo (GNL). Las principales empresas están aplicadas a esa búsqueda, y aunque el proyecto de YPF con Petronas entró en un cono de sombras, surgen proyectos alternativos para complementarlo o sustituirlo. Está terminada la primera etapa de la reversión del gasoducto del Norte y se evalúan exportaciones de gas a Brasil vía Bolivia, o potenciando el vínculo por Uruguayana mediante el cierre del anillo con un ducto que una Uruguayana con Porto Alegre.
El proyecto de PanAmerican con Golar de exportación de GNL a través de un barco de licuefacción sigue con fecha de largada para el 2027( ya se acoplaron con participación accionaria Pampa Energía e YPF) . Y continúa la lista de proyectos asociados al desarrollo intensivo de Vaca Muerta. Desde el off shore de Tierra del Fuego el proyecto Fénix entra en plena etapa de desarrollo y explotación, mientras Equinor y sus socios con la evaluación del pozo seco Argerich se proponen seguir investigando el potencial de la plataforma continental argentina. La exploración puede deparar otras buenas sorpresas y de haber descubrimientos comercialmente explotables la producción convencional dejaría de debatir la trayectoria de su curva de declinación. El Plan Andes de YPF sigue en etapa de negociación con las provincias, pero augura nuevos actores en la explotación de yacimientos marginales. A todas estas buenas noticias se suman proyecciones de un superávit de balanza comercial energético de unos 10.000 millones (casi duplica los 5.500 de este año) y una reducción de los subsidios de otro medio punto del producto (bajando a unos 3.000 millones de dólares), lo que tiene como contracara la recuperación de los precios y tarifas de gas y electricidad para que recuperen sus costos económicos y la implementación de una tarifa social focalizada. Por último, pero también de mucha importancia: empiezan a sumarse proyectos dentro del RIGI. Donde también hay proyectos eléctricos como el del parque solar El Quemado en la localidad de Las Heras, Mendoza.
Por contraposición todos los especialistas subrayan los serios problemas que atraviesa la industria eléctrica, con urgencias y pronósticos de fallas si el verano es caliente, y con la mochila de plomo de reconstruir un mercado después del estropicio que llevó adelante el populismo energético. Un sector descapitalizado, con algunas inversiones clave para enfrentar la emergencia, y con un debate estancado sobre la agenda para alcanzar los objetivos de una transformación estructural.
Hay que proceder a la reorganización industrial del mercado eléctrico con el cronograma y la secuencia necesaria para que los cortes de luz y la calidad del servicio dejen de ser noticia. Las condiciones de largada para reconstruir el mercado ya no son las de los años 90, y hay que recordar la metáfora de Heráclito: “Nadie se baña dos veces en el mismo río”. Metáfora sobre el devenir de la realidad y sobre las particularidades de cada cambio que lo vuelven único e irrepetible. Antes del cambio de los 90 el sector eléctrico argentino estaba integrado verticalmente, y tenía una presencia excluyente de empresas del estado que canalizaban inversiones públicas con tarifas que no recuperaban costos. Los déficits de las empresas impactaban en las cuentas públicas. La privatización de las empresas fue concomitante con la desregulación del mercado. Con la ley 24065 se procedió a la desintegración vertical de la industria (unbundling) y a la conformación de un mercado mayorista donde interactuaban generadores con grandes usuarios y distribuidores, vinculados por un sistema de transporte troncal y regional (SADI). El despacho físico y económico tomaba como referencia un precio mayorista eléctrico que reflejaba los costos marginales de generar electrones.
A las tarifas finales se trasladaban precios estacionales para amortiguar la variabilidad. Las tarifas reguladas de transporte recuperaban costos operativos, y las ampliaciones del sistema dependían de la inversión privada y del financiamiento con fondos provenientes de cargos de congestión. Las distribuidoras recibían una tarifa que remuneraba su base de inversión y los costos operativos, y eran responsables de las inversiones para ampliar el sistema y mantener una calidad del servicio, o responder con multas por la energía no suministrada.
La organización del mercado de los 90 funcionó, y su operación fue planteando la necesidad de algunos ajustes: en las ampliaciones de transporte troncal las señales de mercado llegaban tarde y los cargos de congestión no alcanzaban para financiar las nuevas obras. La contractualización del mercado era baja, lo que impedía la articulación de contratos aguas arriba (entre generadores y productores de gas natural). Había restricciones de acceso al mercado mayorista, con un rol restringido para los comercializadores. Tampoco había una planificación orientativa de la evolución del sector, ni estándares de calidad comparados dentro de las reglas de mercado. Por eso, cuando cae la convertibilidad y estalla el sistema de precios, la transición se hace traumática, peor sin la previsión de un mecanismo de tarifa social. Pero ante el desafío de mejorar, el populismo fue cambiando todo para asfixiar y destruir el mercado. Su reconstrucción depende ahora de: 1) Fijar un rumbo consistente y una estrategia de largo plazo; 2) Recomponer las señales de precios y tarifas; 3) Reparar el funcionamiento institucional.
El artículo 161 de la ley 27742 (Ley de Bases) da algunas pautas del rumbo a seguir. El objetivo es el funcionamiento competitivo y eficiente del mercado con un rol excluyente para la inversión privada. Tras ese objetivo hay que proceder a la liberación secuencial de franjas de demanda a la libre comercialización (empezando por los grandes usuarios), permitir el acceso a la modalidad de contratos libres para nuevos emprendimientos, traspasar PPA (contratos de venta a CAMMESA) a algunas distribuidoras, y potenciar el rol de los comercializadores para dar opciones a los usuarios cautivos, incorporando tecnología de medición inteligente para promover la interacción de oferta y demanda. Respecto a los precios hay necesidad de volver a un precio mayorista único que remunere el costo medio total de la oferta (con despacho físico marginal), y aprovechar la revisión tarifaria integral para terminar con el galimatías de la segmentación por ingreso y bloque de consumo.
Una sola tarifa residencial y una tarifa social focalizada en quienes la necesitan con límites de consumo subsidiado. Los costos de la generación se beneficiarán con un precio de gas doméstico a la baja por el desarrollo masivo de los recursos de Vaca Muerta. Hay inversiones en transporte que no pueden demorar y puede que requieran algún financiamiento público. Las otras inversiones habrá que emprenderlas con iniciativa privada, concesiones a 20 años, modalidad contractual BOT (construir, operar y transferir al final de la concesión) y repago a repartir entre generadores y demanda. CAMMESA debe volver a su rol de comercializador mayorista organizando las transacciones para asegurar un despacho seguro y económico. Hay que analizar la conveniencia de integrar los despachos físicos de electricidad y gas, y hay que proceder a la unificación de los entes reguladores (artículo 162 de la ley de Bases). Tomará un tiempo, pero un sector eléctrico recapitalizado se sumará a un sector energético pujante.
*Ex Presidente de YPF- Ex Secretario de Energía de la Nación
La transición energética redefine el futuro global como una nueva revolución industrial, impulsada por la necesidad de reducir emisiones de GEI. Este proceso, complejo y desigual, combina avances tecnológicos, políticas públicas y cooperación internacional para transformar el sistema energético
Desconcierto, incertidumbre y … optimismo El saldo del sector energético 2024
Argentina enfrenta cambios y desconcierto en su sector energético. Los anuncios presidenciales sorpresivos, la infraestructura saturada y la falta de rumbo, frenan un desarrollo vital para el país
Indudablemente, y como señalamos en la columna de este mismo Anuario a fines del año pasado, estamos viviendo tiempos de ruptura y cambios en la Argentina, y estos se reflejan en la conducción del sector energético. Comencemos por el desconcierto. Varios motivos nos descolocan respecto de lo que racionalmente es común en materia de conducción de un sector tan complejo como el energético.
El primero de ellos es que, conmemorando el primer año de gestión, el Presidente anuncia que en muy poco tiempo vamos a conocer el plan nuclear de esta gestión, remarcando la intención de construir la cuarta central nuclear (Atucha 3) y, más ambicioso aun, un proyecto de gran alcance de construcción de reactores nucleares de pequeño módulo (SMR, por sus siglas en inglés) para alimentar centros de procesamiento de datos (big data) para inteligencia artificial (IA) en la Patagonia, y destaca que la Argentina tiene una máquina de este tipo en desarrollo desde hace mas de tres décadas: el Proyecto CAREM. Leyendo el párrafo anterior uno se asombra de la enormidad y la potencia de estos anuncios, y ante la pregunta de un alumno de posgrado de Economía de la Energía que inocentemente lanza: ¿no es una buena idea?, se hace difícil poner en duda la palabra presidencial.
Algunas constataciones: casualmente unos días antes en una reunión convocada por uno de los think tank más prestigiosos del país para hablar precisamente del futuro del sector nuclear en el país, ninguno de los especialistas allí reunidos, incluyendo funcionarios nacionales del área, estaban anoticiados de este anuncio, e inclusive muchos de ellos fundamentaron porque el proyecto CAREM no era viable. Primera conclusión: este formidable anuncio debe provenir de usinas ajenas al pensamiento del sector nuclear argentino, o quizás seguirá el camino de otros anuncios ambiciosos que nunca se concretaron (el tren bala a Rosario, o la nave espacial que en pocas horas nos depositaria, desde un centro de lanzamiento en el Noroeste de la Argentina, en Tokio).
Segundo motivo de desconcierto: siguiendo probablemente las sugerencias y antecedentes de profesionales experimentados en el sector energético, la segunda Secretaria de Energía de esta gestión, que asumió hace pocas semanas, anunció que el gobierno llamaría a licitación para la construcción de un sistema de transmisión eléctrica en extra alta tensión, en este caso con amplios fundamentos técnicos y económicos, para comenzar a resolver el problema de la saturación comprobada del mismo y su incapacidad de sostener el abastecimiento ante eventos de falla imprevista en alguna línea o subestación. El proyecto lleva la denominación de AMBA1, y ha sido estudiado detalladamente por los actores del sector eléctrico y por los bancos multilaterales de crédito, que aprobaron líneas de financiación especifica para llevarlo adelante. Incluso se había avanzado en un esquema de financiación a través de un cargo especifico pagado por la demanda. Sorpresivamente, en los últimos días del año, el ministro de Economía indicó que esta licitación no iba a tener lugar, porque los mecanismos de financiamiento no responden a las directivas del Gobierno.
Se podrían continuar agregando motivos al desconcierto, pero en honor a la brevedad es mejor pasar a las incertidumbres. La primera de ellas tiene que ver en cómo se podrán concretar una serie de proyectos que están en cartera en las empresas privadas y sostener un ritmo continuo de inversiones, si la infraestructura necesaria se encuentra saturada y es obsoleta.
A titulo de ejemplo mencioné anteriormente el sistema de transmisión eléctrica, al que podríamos agregarle la ampliación del sistema de transporte de gas natural. Este es un tema muy importante, porque de estas decisiones dependen grandes proyectos de exportación regionales e internacionales. La continuación de la construcción del sistema de abastecimiento de gas natural desde Vaca Muerta, cuya primera etapa es el gasoducto ahora denominado Perito Moreno, se encuentra indefinida. La segunda etapa podría unir Saliqueló con San Jerónimo, en Santa Fe, o quizás podría ser el proyecto que TGS pretende que sea licitado por el Gobierno, construyendo plantas compresoras en el tramo existente para incrementar la capacidad actual de transporte en 19 millones de m3/día. O ambos proyectos. Este sistema completo permite transportar casi 40 millones de m3/día, abasteciendo la demanda interna y los proyectos de exportación regionales.
Muchas preguntas sin respuestas
Este verano, CAMMESA nos anticipó que en determinadas condiciones de temperatura e hidraulicidad, el sistema eléctrico no podrá abastecer la demanda máxima si no recibe aportes de importación del orden de los 2.500 MW (desde Brasil y en menor medida Uruguay), El gobierno luego de algunos pasos en falso y hesitaciones diseñó un plan de contingencia que estaría por implementar. Muy buena decisión, me dice un amigo, pero ¿qué hacemos el año que viene? Porque la demanda va a seguir aumentando y no hay previsto nueva generación de base y transporte eléctrico. ¿Cuál es el plan? Seguimos con las incertidumbres. En febrero, la Argentina tiene que presentar ante la Secretaria Permanente de Naciones Unidas para el Cambio Climático, la tercera Contribución Nacional Determinada (NDC, por sus siglas en inglés), en función de las obligaciones contraídas en el Acuerdo de Paris (2015). Esta nueva NDC tiene que ser mas ambiciosa que la anterior, como establece dicho Acuerdo.
Pero la Argentina retiró a su delegación de las negociaciones que se llevaban adelante en la COP28 en Bakú, y no firmó la declaración final de este encuentro. El sector energético juega un papel relevante en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, pero no hay indicios que se esté trabajando en forma coordinada con las áreas de Cancillería y Medio Ambiente para elaborar un documento de semejante importancia. ¿O es cierto que Argentina está pensando en retirarse del Acuerdo de Paris, como algunos insinúan? Veremos en febrero si se cumplen los compromisos o entramos en falta (para alivio de algunos no vamos a ser los únicos si así sucediera).
Trascendió que hace pocos días, en una reunión de alto nivel de la OCDE, el Ministro de Desregulación, planteó a los representantes de los países desarrollados, que estos deberían reconocer a la Argentina su aporte a la lucha contra el cambio climático, por su rol como proveedor de litio y próximamente cobre, minerales muy demandados para la transición energética. Argumentos novedosos y poco convincentes, que permitirían que por ejemplo China haga un planteo similar por ser el mayor proveedor de minerales críticos, aerogeneradores, paneles fotovoltaicos y autos eléctricos, siendo al mismo tiempo el mayor contaminador global.
Antes de cerrar con una breve conclusión, agrego el componente de optimismo. Este año, la industria del petróleo y del gas natural va a aproximarse, o va a superar los récords históricos de producción de ambos hidrocarburos, confirmando la realidad de la explotación no convencional en Vaca Muerta, y dando vuelta de forma significativa la balanza comercial energética y apuntando a mejores resultados en los próximos años, lo que dará seguramente un aire fresco a la economía argentina, que lo necesita casi con desesperación. Por ahora la industria del petróleo no tiene techo. Las empresas con YPF a la cabeza están construyendo la infraestructura de exportación necesaria para alcanzar objetivos muy ambiciosos que permitan la exportación de mas de 500 mil barriles/día hacia fines de esta década, o antes.
En el caso del gas natural, la situación es diferente. Hay fuertes cuellos de botella para incrementar la producción en los niveles objetivo que plantean las empresas, y el desconcierto y la incertidumbre pueden jugar en contra de los mismos. Para la Argentina sería muy importante que se concreten las exportaciones de gas natural, que demostrarían la competitividad de nuestro gas en el mundo. Para ser competitivos, el gas en boca de pozo, debería tener un precio similar al del golfo de México en los Estados Unidos (Henry Hub), contra quien competimos, de acuerdo a afirmaciones en nuestro Seminario Anual de altos ejecutivos de la industria. Si el precio del gas en boca de pozo es similar al Henry Hub, el beneficio para el mercado interno seria sustancial, ya que no es posible pensar en precios distintos para exportación y para abastecimiento interno. Reduciría el costo de la industria, de la generación eléctrica y la factura de los servicios de electricidad y gas para los consumidores. Es el gran desafío de la economía energética argentina. Otro sector que tiene una dinámica muy potente es el de las energías renovables. En los últimos doce meses se han incorporado mas de 1000 MW eólicos y fotovoltaicos al Sistema Argentino de Interconexión, y hay en cartera proyectos de inversión que triplican esa cantidad. Pero la insuficiencia de infraestructura conspira para que se pueda desarrollar todo su potencial. Muchas expectativas y oportunidades para los argentinos que no pueden ser dejadas a merced de las “fuerzas del cielo”.
La estructura institucional del sector público en el área energética tiene que ser reforzada, para desarrollar una estrategia y una hoja de ruta que permita tender los puentes que vinculen a todos los componentes de lo que hoy podemos denominar como “archipiélago corporativo” que hoy define el funcionamiento del sector. Las empresas definen sus estrategias con el objetivo de maximizar su renta. Pero la sumatoria de las rentas individuales, no necesariamente dan como resultado un valor positivo para el bien común. Un hilo conductor entre los objetivos públicos y las empresas es imprescindible para que se puedan desarrollar plenamente y en forma coordinada todos los proyectos que el sector energético puede llevar adelante.
Pero volvemos al desconcierto y la incertidumbre, un Gobierno que no cree en el papel del Estado, difícilmente pueda despejar las incertidumbres planteadas, y si le agrega actitudes desconcertantes, y anuncia planes inconsistentes, estas incertidumbres continuarán creciendo dificultando el proceso de toma de decisiones de las empresas y de los ciudadanos.
*Ing. Gerardo Rabinovich Vicepresidente 2° Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”
La Argentina y su carta ganadora para la economía del Hidrógeno
La Argentina, con recursos renovables en Patagonia y amplia industria podría abastecer a Europa de hidrógeno a gran escala, porque tiene el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno
El despegue definitivo de la economía del hidrógeno a nivel mundial presenta aún grandes incógnitas: no hay demanda real en el corto o mediano plazo, no hay grandes proyectos de producción de H2 ni tecnologías de electrolización que permitan grandes economías de escala, no hay infraestructura para el transporte y almacenaje de hidrógeno y sus derivados, no hay esquemas de certificación bien establecidos que permitan acreditar las emisiones asociadas.
Todas estas cuestiones generan un marco de incertidumbre que no permite establecer precios competitivos para el comercio intercontinental ni establecer las condiciones necesarias para atraer inversiones.
Sin embargo, algunas cosas son seguras. La primera de ellas es que Europa – y en particular Alemania – está apostando fuerte al desarrollo de esta nueva industria de la energía. La principal explicación para este interés es la endeble seguridad energética europea que se puso en jaque con el conflicto ruso-ucraniano y con el disparo del precio del GNL a nivel mundial. Esta política de transición se traduce en programas de incentivos, anuncios de planes de infraestructura, desarrollo de equipos críticos de tecnología europea, algunos proyectos piloto, investigación.
También se sabe que para Europa será más barato el hidrógeno producido localmente pero que este hidrógeno no va a alcanzar. En particular, Alemania planea importar alrededor del 40% del Hidrógeno que prevé consumir para 2050. Para cubrir la demanda prevista se está planificando la construcción y adaptación de nueva infraestructura en todo el continente europeo.
En este sentido, la prioridad en el abastecimiento la tendrán las regiones europeas con buena capacidad eólica o solar (España, Escocia, Escandinavia, plantas offshore). En estos casos, el costo de producción será más elevado que los costos que se pueden alcanzar en otras zonas periféricas con condiciones excepcionales, como puede ser la Patagonia Argentina. Pero se minimizan los costos asociados a la producción de derivados del hidrógeno, a la conversión y/o reconversión, al transporte ultramarino y al almacenaje.
La segunda alternativa más barata, de acuerdo con los estudios, sería el transporte de H2 por cañerías a alta presión desde centros de producción relativamente cercanos o desde hubs de importación en el continente europeo (equivalente al transporte por gasoducto). Esta alternativa es competitiva para una distancia no mayor a 3500 km, aproximadamente, y plantea incluso el desarrollo de numerosas cañerías submarinas.
La región en la mira como primera proveedora de Europa
Lamentablemente la Argentina no podrá exportar su producción a través de cañerías de alta presión, ámbito en el que cuenta con una amplia trayectoria análoga en gas natural. Para distancias mayores, el hidrógeno deberá transportarse en forma de algún derivado: amoníaco, metanol, H2 líquido criogénico, LOHC (líquidos orgánicos portadores de hidrógeno), combustibles sintéticos y otras alternativas que podrán aparecer en el futuro. Y eso, como ya se mencionó, implica costos adicionales tanto en inversiones de capital como en la operación. Basta mirar la planificación de la infraestructura europea y las ecuaciones de costos para entender que no es América Latina la región estrella para la exportación hacia Europa sino el norte de África.
No resulta llamativo que haya sido Egipto el ganador de la subasta de H2Global, mediante la cual se adjudica un contrato por 397 millones de euros para abastecer amoníaco renovable a la Unión Europea a un precio de 1 euro por tonelada hasta 2033. Con dos claras vías de exportación en Marruecos y Túnez, África se posiciona en forma competitiva por su cercanía y su buen factor solar. La primera fase permite incentivar la oferta hasta tanto se desarrolle la infraestructura de abastecimiento por ducto hasta el corazón de Europa.
Entonces cabe preguntarse cuál es la oportunidad de América Latina, y en particular Argentina, en este contexto. La respuesta es el volumen. Si observamos los anuncios de exportación planificados para 2030 se ve claramente cómo la potencialidad productiva de Latino América y Australia supera notablemente la de las otras regiones. Y esto se debe a la disponibilidad de espacio, algo tan fundamental para el desarrollo de los proyectos de energías renovables.
Las grandes extensiones de tierra en la Patagonia Argentina, disponibles para estos proyectos, permiten llevar el potencial de producción de H2 a valores únicos en el mundo, pudiendo suplir el remanente de la demanda europea de forma confiable. Es natural además pensar que ese continente buscará medios para fortalecer su seguridad energética, complementando las importaciones por cañería, que dependen de una compleja operación transnacional, con cargamentos de derivados líquidos de H2.
La carta clave de la Argentina
En resumen, dados los volúmenes de importación planificados por Europa se espera que habrá un lugar para el desarrollo de una alternativa Latinoamericana. Pero esto no podrá materializarse en el transporte de cañerías de alta presión, campo en el que la Argentina es punta en la región. Se deberá recurrir a alguno de sus derivados, algo que muchas veces lleva al desarrollo del concepto de “hidrógenoquímica”, en comparación con la petroquímica.
Vale decir que, a diferencia de otros productos, la exportación de hidrógeno implicará una industria en sí misma. Incluirá líneas de transmisión eléctricas, sistemas de cañerías de alta presión, sistemas auxiliares de planta, sistemas de tratamiento de agua, etc. Esto sólo puede llevarse a cabo con una red robusta y madura de proveedores de equipos y servicios, programas de operación y mantenimiento, talleres de reparaciones y repuestos locales, con personal capacitado y técnicos especializados, experiencia operativa y de diseño en general.
Por este motivo, la notable historia industrial argentina – en particular en el área energética y petroquímica – es el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno. En este sentido, la Argentina aventaja a otros países de la región por contar un andamiaje sólido en términos técnicos y experiencia operativa, lo que constituye la otra materia prima necesaria y fundamental para el desarrollo de esta economía: la materia humana.
La Argentina posee la estructura de un país productor de energía, con un nivel académico reconocido a nivel mundial, a la altura de los principales centros europeos. No será complejo, dada la trayectoria y la capacidad local, transitar la curva de aprendizaje marcada internacionalmente para introducirse en la economía del hidrógeno. Y en cambio, a diferencia de otros países de la región, podrá producir resultados concretos con mayor velocidad.
*Ingeniera mecánica especialista en gas natural y transición energética
Los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF): una oportunidad para Argentina
Argentina podría liderar la producción global de SAF gracias a su abundante materia prima y experiencia en biocombustibles. Un marco normativo y estándares internacionales armonizados son clave para su desarrollo
Hace un par de ediciones del Anuario de Energía&Negocios que vengo escribiendo sobre un tema que considero está siendo escasamente analizado en Argentina: los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF, por sus siglas en inglés).
Sin lugar a duda, los SAF son la nueva ola de innovación en materia de biocombustibles y son la herramienta fundamental para descarbonizar al sector aéreo. La aviación es un sector de difícil descarbonización, donde las posibilidades de desarrollo de nuevos paradigmas, como la electricidad o el hidrógeno, que reemplacen a las turbinas de combustión son escasas, especialmente en trayectos medios y largos, donde se concentran el 73 % de las emisiones del sector.
La cadena de valor de la aviación, agrupada en IATA, tiene como objetivo ser carbono neutral al 2025 y para ello se han planteado una canasta de medidas, donde SAF representaría el 65 % de la reducción de emisiones al 2050.
El desafío de descarbonizar el sector aéreo es mayúsculo: de acuerdo con la última resolución de la Asociación del Transporte Aéreo Internacional (IATA), para el 2050 se necesitarán producir 449 millones de metros cúbicos de SAF para cumplir los objetivos previstos. Para dar una dimensión, hoy el mundo produce 180 millones de metros cúbicos de biocombustibles, casi todos con destino al trasporte terrestre (biodiésel y bioetanol). El desafío abre una oportunidad destacada para Argentina, básicamente porque el país tiene materias primas abundantes, económicas y muy sostenibles y una importante tradición en biocombustibles y certificaciones que se pueden aprovechar para desarrollar la cadena de valor del SAF.
Para producir este tipo de combustibles limpios hay dos materias primas que pican en punta por la madurez tecnológica, la disponibilidad de materias primas abundantes y sostenibles y por sus costos:
Los aceites vegetales y grasas animales, a través de la ruta tecnológica HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids). Cabe destacar que Argentina es el principal exportador de aceite de soja del mundo, con grandes excedentes para producir SAF.
Los azúcares y almidones, a través de la ruta ATJ (Alcohol to Jet). Argentina, además de producir caña de azúcar y ser el segundo exportador de maíz (cereal con gran contenido de almidones) del mundo, posee desarrollada una cadena de valor de alcohol muy interesante, gracias a que el país mezcla bioetanol con naftas. Argentina tiene un crushing de poroto de soja que hace años opera muy por debajo de su capacidad. Si operara a capacidad plena (70 millones de toneladas), el país podría producir el aceite de soja necesario para producir más de 12 millones de metros cúbicos de SAF, esto es la mitad de la SAF que el mundo necesitará en el 2050. Claro que este número es solamente indicativo del gran potencial, la capacidad real es inferior ya que hay demanda de otros mercados que se necesitan abastecer, pero da un orden de magnitud de las oportunidades de desarrollo de este nuevo negocio. Lo mismo ocurre con el maíz: el país exporta 35 millones de tonelada sin procesamiento. Fermentando el almidón de dicho maíz, para luego destilarlo y deshidratarlo, se puede producir el bioetanol necesario para finalmente producir casi 9 millones de metros cúbicos de SAF. El país cuenta con un sector agropecuario de punta, que produce materia prima con una intensidad de carbono muy baja: este activo ambiental es cada vez más remunerado y especialmente importante en el caso del SAF, donde cada gramo de CO2 que se mitiga otorga beneficios monetarios. En el mundo ya hay 140 aeropuertos que despachan regularmente SAF, 11 rutas tecnológicas aprobadas para la producción de este producto, 53 mil millones de litro bajo acuerdos de offtake entre productores y consumidores (aerolíneas y vendedores de combustibles), 359 plantas de producción anunciadas o en construcción y 42 mil millones de dólares de inversión en el tema. Para el desarrollo del SAF hay dos condiciones muy importantes sobre las que se puede avanzar: la primera es contar con un marco normativo. La experiencia reciente de Brasil con la ley promulgada Combustibles del Futuro puede servir como un buen marco de referencia, especialmente por haber sido una ley con mucha participación de los sectores involucrados. La segunda condición es trabajar a nivel internacional para establecer y armonizar estándares de sostenibilidad a escala mundial. El panorama actual de los estándares y mecanismos de certificación de SAF está fragmentado, y esta falta de armonización complica el desarrollo de un mercado fluido, transparte y abundante. El esquema CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation) de la Organización de Aviación Civil Internacional para SAF en la aviación demuestran avances, pero enfrentan desafíos frente a la aparición de regulaciones que no están alineados con los criterios de sostenibilidad de este esquema. Especialmente, la política REFUEL de la UE que entrará en vigor el 1 de enero de 2025, prohíbe expresamente el consumo de SAF proveniente de materias primas muy abundantes en nuestra región (como almidón de maíz, caña de azúcar y aceite de soja). Armonizar los estándares de CSA a nivel mundial es esencial para demostrar su efectividad en la reducción de emisiones de GEI y demás criterios de sostenibilidad, esencial para promover prácticas comerciales justas. Los criterios de neutralidad en el uso de materias primas y tecnologías son esenciales para el desarrollo de mercados basados en criterios de sostenibilidad que puedan ser demostrados y basados en ciencia. El desafío para el sector de la aviación es mayúsculo: la oportunidad que el país tiene para ser un proveedor global de SA
*MSc Agustín Torroba Especialista Internacional en Biocombustibles Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura
Pronósticos y Planes
Pronósticos fallidos y planes imperfectos conviven en la historia. De Vaca Muerta a Silicon Valley, los planes, aunque desordenados, han logrado sortear azares y definir futuros.
Escribir para fin de año es un clásico que perdura. Balances y augurios son los textos más frecuentes, sabiendo que los augurios son una forma abierta o encubierta de pronóstico. Y en este punto, muchos no somos muy proclives a revisar nuestros pronósticos/augurios previos. Resulta más cómodo revisar el ajeno, porque el propio suele dar molestias, por decirlo elípticamente.
Otra actitud es hacer balances, que parece más fácil si sólo fuera eso. Pero nos tentamos con propuestas, acompañadas de vaticinios de futuros torcidos de no cumplirse las mismas. Con lo cual, volvemos al punto previo acerca de los pronósticos. Como sabemos, de escuchar y leer, el pronóstico pretende saber cómo será el futuro. O al menos, aproximar. Tarea reservada a los dioses, para los creyentes o en gran medida dominada por el azar para los agnósticos. Sin embargo, los humanos queremos pronosticar y ser pronosticados. Aunque nos adviertan, cual Tu Sam, que puede fallar.
Caso Vaca Muerta
No parece necesario hacer un estudio exhaustivo de los innumerables vaticinios, acerca de lo que iba ocurrir con el desarrollo de Vaca Muerta si se tomaba tal o cual medida económica, o no se tomaba, o la interna o las primarias o, lo que fuera. De pronto miramos para atrás y vemos esto La tentación me llevó a preguntarle a un grupo de jóvenes, qué país veían en el gráfico y si estaban dispuestos a proponer inversiones en el mismo. Obviamente no podía ser Argentina. Excepto por el 2020 y la pandemia COVID-19 que afectó a todo el mundo, no se perciben los hitos notables que cualquiera se animaría a mencionar. Usando la jerga de los abogados del ex pos facto, todos los pronósticos tendrán su justificación.
Caso PUNTOCOM y punto
Después de 1995, muchos vaticinaron el fin de la hegemonía de las industrias tradicionales (acero, petróleo, etc.), que serían superadas por las nacidas del Silicon Valley y sus desprendimientos. Lo decían las bolsas de valores, con las acciones creciendo por encima del resto. Pero también lo fundamentaban analistas económicos y políticos. De pronto todo cambió y pareció ser una burbuja. Hoy, NASDAQ es una de las bolsas de valores más importantes de EEUU. Nadie puede negar el poder de los hard y los soft en el mundo actual, pero ya no se pronostica en lo inmediato que la industria y las guerras se hagan con bits. Mientras Bernard Madoff (el Lobo de Wall Street) retroalimentaba la burbuja con pronósticos, el U.S. Department of Defense seguía alimentando planes para desarrollar IA, ciencias de datos, electrónica ultracompacta, etc. Y la Security Industry Association (SIA) los sabía aprovechar bien. Lo que se pinchó fue la burbuja, no los planes.
Caso Fin de la Guerra Fría
Hubo mayoritaria coincidencia, casi abrumadora, en que la caída de la URSS y sus satélites era la entrada a un mundo abierto y más pacífico. La amenaza permanente de guerra nuclear se terminaba. Sólo faltaba acomodar a algunos dictadores molestos que, casualmente o no, estaban parados sobre inmensas reservas de hidrocarburos. Y algún que otro desajuste menor, como la guerra de los Balcanes en el medio de Europa.
No vimos, o no quisimos ver, que la “guerra fría” mutaba pero seguía cumpliendo con una de las más famosas máximas de Carl Philipp Gottlieb von Clausewitz: “La guerra es la continuación de la política por otros medios”. Sólo faltaba ponerse de acuerdo acerca de cuál sería la política de las potencias. A principios de 1992 eran EEUU y UE. A China se le daba poca importancia. Pero China tenía su política, la viéramos o no. Hoy la vemos.
Entre 1990 y 2009, excepto Ucrania y Finlandia, todos los países europeos que poseían fronteras con Rusia o Bielorrusia se incorporan a la OTAN o ya lo estaban (caso Turquía). Y, lo que es más importante, mayoritariamente poseían bases militares de la alianza. Basta acordarse de la crisis de los misiles, Cuba (1962) https://es.wikipedia.org/wiki/Crisis_de_los_misiles_de_Cuba para ver cómo reacciona un país importante al que le apuntan misiles desde 150 km de su frontera y a 1700 km de su capital. El mapa precedente es incompleto, porque no muestra el resto del mundo y el encierro por oriente sobre Rusia. Y China. Desapasionadamente, se podría pensar que la última jugada (propuesta de incorporación de Ucrania a la OTAN) era un “falta envido y truco”. El resto es la monstruosidad de la guerra. ¿Qué ameritaba este juego de pinzas a través de la OTAN? Una vez más planes y pronósticos que no parecen acoplados.
China ataca Kamchatka (the economy, stupid)
Después de la Revolución Cultural y el inicio de la Reforma Económica China (1978) hasta comienzos de este siglo, China era sólo la mano de obra barata más masiva y disciplinada del mundo. Al menos eso daban a entender políticos, economistas y empresarios, montados sobre las rentabilidades que obtenían las empresas occidentales que instalaban fábricas en China.
Un día cualquiera una empresa china comienza a ofrecer el mismo producto del que antes sólo era el proveedor de la fabricación con know-how externo. Y otro día, fabricantes chinos terminan vendiendo componentes que usa el sistema militar norteamericano. Está claro que los que pronosticaban ese avance antes de 1992 no eran tenidos muy en serio. Ni siquiera por los propios gobiernos de EEUU y Europa. Mientras tanto el gobierno chino tenía planes, los ejecutaba y corregía.
Plan no mata pronóstico, pero….
Parece poco razonable que una empresa no haga planes. Aunque luego de comprobar que los planes se desvían, pocas veces se ajustan. Porque un plan contiene pronósticos, y ya sabemos que los pronósticos no suelen cumplirse totalmente porque dependen en gran medida de hechos que llamamos azarosos1 . Es así que los planes están para atravesar pronósticos. Los planes nunca se cumplen, aún así pueden subsistir y concluir con logros esperados e inesperados. Los pronósticos pasan, los planes quedan. En los casos analizados -a vuelo de pájaro- podemos ver que Vaca Muerta fue parte de un plan, tal vez desordenado y desprolijo, ayudado por situaciones externas (precios y guerras) que logró sortear pronósticos pesimistas, bastante válidos. El caso del Silicon Valley, mucho antes de formarse NASDAQ, es fruto de un plan militar que tuvo éxitos y fracasos, a la hora contrastar sus propios pronósticos. Sin embargo, nadie duda que la idea de acelerar el desarrollo de la industria de los semiconductores, permitiendo la difusión de productos hacia la industria civil, fue altamente exitoso, más allá de cualquier pronóstico.
El caso de la OTAN y el de China, nos podrían hacer pensar que el plan de la OTAN no fue solo cercar a Rusia. ¿Ir por sus recursos? Después de todo, los planes militares se basan en la ocupación de territorios. ¿O sólo mantener acorralado al oso ruso? ¿Ese corral incluye a China? Porque es China la verdadera amenaza comercial y económica. Y no se puede dejar librada al azar y los pronósticos sin planes. Vale para la OTAN, Rusia y China. Y vale también para Argentina. La vida sigue y veremos qué nos depara. Mientras tanto, a tratar de disfrutar.
Surge la mañana de un nuevo año
Las cosas están limpias, ordenadas. El cuerpo gastado se renueva en espuma. Todos los sentidos alertas funcionan. La boca está comiendo vida. La boca está atascada de vida. La vida escurre de la boca, mancha las manos, la vereda. La vida es gorda, oleosa, mortal, subrepticia.
Carlos Drummond de Andrade
1 En la medida en que entendamos que el azar es la causa ignorada de un efecto conocido (después de Voltaire)
* Profesor de Instalaciones de Producción en Facultad de Ingeniería UBA
Desafíos en la cadena de suministro para Vaca Muerta
Calfrac refuerza el desarrollo de Vaca Muerta con servicios de fractura, coiled tubing y cementación de clase mundial, apuntalando su cadena de abastecimiento y trabajando con proveedores locales para superar desafíos logísticos y potenciar el crecimiento energético argentino
En Calfrac estamos profundamente comprometidos con el desarrollo sostenible de Vaca Muerta. Nuestro propósito es acompañar su crecimiento con servicios de Fractura, Coiled Tubing y Cementación de clase mundial. En el desarrollo de nuestras actividades y con el objeto de acompañar el crecimiento energético trabajamos en conjunto con nuestros proveedores locales, las autoridades y actores clave del sector buscando sinergias e implementando mejoras continuas para superar los desafíos estructurales que enfrenta esta región estratégica para Calfrac a nivel mundial.
Uno de los mayores retos que enfrentamos hoy consiste en optimizar nuestra cadena de abastecimiento para asegurar la provisión del equipamiento necesario que nos permita atender la creciente demanda de servicios especializados. Los niveles de competitividad y la dinámica de Vaca Muerta han generado un incremento exponencial en la necesidad de maquinaria técnica, repuestos y servicios y la necesidad de garantizar su disponibilidad en los tiempos operativos requeridos y en las condiciones de calidad acorde a los estándares de Calfrac.
Para ello Calfrac se apalanca en el desarrollo de proveedores locales a fin de incrementar su capacidad operativa y atender las necesidades que demanda la industria complementando su cadena de valor con la importación de determinado equipamiento específico y de mayor tecnología con plazos de fabricación restringidos por las capacidades actuales de fabricación nacional. La alta demanda sobre los fabricantes locales suele extender los plazos de entrega de la maquinaria, lo que dificulta responder de manera ágil a las oportunidades del mercado.
Las dificultades para contar con el equipamiento a tiempo y acompañar en consecuencia el incremento de actividad en la cuenca neuquina impactan en las oportunidades de crecimiento y requieren mayor flexibilización en la importación de equipos reacondicionados disponibles en otros mercados que podrían utilizarse para cubrir necesidades críticas, permitiendo la incorporación de tecnología de manera inmediata mientras se consolida la capacidad local de producción. Potenciales cuellos de botella en la cadena de suministro dificultan afrontar nuevos desafíos y ponen en riesgo la capacidad de acompañar el crecimiento sostenido de Vaca Muerta frente a otras cuencas a nivel mundial.
Desde Calfrac, entendemos que resolver este desafío es clave para seguir impulsando la industria energética en el país. Confiamos en que, a través de un trabajo colaborativo entre el sector privado, las autoridades y los proveedores locales, podremos encontrar soluciones que equilibren el desarrollo industrial nacional con la necesidad de disponer de equipos de forma ágil.
Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para el crecimiento energético de Argentina y la región. Superar estas barreras permitirá no solo potenciar su desarrollo, sino también fortalecer la posición del país como referente global en la producción de hidrocarburos no convencionales. Estamos convencidos de que, con diálogo, innovación y esfuerzo conjunto, podremos lograrlo.
*Director General, Calfrac Well Services Argentina
Todo para crecer
Argentina puede ser un polo global de energía, aprovechando gas, petróleo y renovables. Con infraestructura y políticas federales, impulsará un crecimiento económico y social sostenible y bien federal
El potencial energético argentino: motor de un crecimiento económico y social
Una persona entra a su casa después de un día de trabajo, enciende las luces, deja sus pertenencias al cerrar la puerta y se cambia de ropa. Afuera hace frío, por eso recurre a la calefacción para acondicionar el ambiente. Se lava las manos y va a prepararse una comida. Abre la heladera, saca lo que necesita y enciende la cocina. A la par, prende la TV para hacerse compañía y enterarse de las noticias más resonantes del día. Mientras, lentamente, se cocina la comida y se toma una ducha caliente.
En esos pocos 15 minutos, esa persona utilizó agua corriente, energía eléctrica y gas natural, y pudo disponer de esos recursos al instante que lo requirió. Tal vez, no nos damos cuenta de cuánto dependemos de esos tres servicios básicos, esenciales, ni tampoco de cuánto depende el desarrollo argentino. Incluso, cuánto más podríamos crecer si utilizáramos inteligentemente los recursos de los que goza nuestro país.
Si bien es indispensable contar con la riqueza natural necesaria para generar energía -ya sea solar, eólica, hidroeléctrica, gas natural, petróleo, nuclear, etc.- la industria energética en Argentina (y en el mundo) requiere de un gran esfuerzo para que esos recursos estén a disposición de los usuarios residenciales, comerciales e industriales. No olvidemos que debemos abrirnos al mundo especialmente en la exportación de Energía, Minería, Alimentos y Nuevas Tecnologías.
En los últimos cinco años y con Vaca Muerta como motor, la producción de gas natural en Argentina se incrementó en torno al 17%1 . Sin embargo, la producción gasífera del yacimiento neuquino ascendió más del 60%. Esto implicó que, de aportar alrededor del 30% del total producido, Vaca Muerta actualmente produce más del 40% del total del gas natural argentino. Por su lado, la energía eléctrica sufrió un traspié en los años de Pandemia y, aun así, en los últimos cinco años, subió en torno al 9% 2. Estos datos demuestran que tanto la industria gasífera como la eléctrica están en desarrollo, pero lento, para las posibilidades reales de crecimiento que sus recursos naturales permiten.
Un verdadero país Federal
Un país no solamente es el territorio que queda dentro de las fronteras que se han determinado anteriormente, sino el resultado de la suma de fortalezas y debilidades, de las competencias de su gente y de sus capacidades de organizarse y asistirse entre sí para vivir armoniosamente.
En cuestión energética, nuestras fortalezas son muchas: Argentina tiene potencial para desarrollar un parque eólico de excelencia; tiene a su vez muchas posibilidades de explotar la energía solar; agua, ríos y caudal para crecer aun más en energía hidroeléctrica; y tiene el segundo depósito de shale gas del mundo y el cuarto de petróleo no convencional. Asimismo, cuenta con una capacidad técnica para desarrollar todo ese potencial energético y una vasta experiencia en el sector. Dentro de nuestras debilidades, se encuentran la infraestructura y, muchas veces, las decisiones políticas que llevan a pensar al país en forma mezquina y no en forma federal, que sería ideal para su crecimiento.
Para ello, debemos tener la capacidad de mirar hacia adelante, poniendo en juego todas las variantes y, a la vez, no tenemos que dejar de pensarnos como país. Si no lo hacemos federalmente, si no entendemos que el desarrollo regional es vital para el federalismo, nunca podremos aprovechar plenamente nuestras fortalezas ni sortear nuestras debilidades.
Infraestructura y buenas decisiones: los desafíos a futuro
A nivel infraestructura, el mayor desafío es liberar todas nuestras potencialidades. En ese sentido, debemos ser inteligentes en los proyectos que se desarrollen, para que contribuyan a abrir la economía, generar trabajo y a que nos posibiliten explotar nuestras fortalezas, como el potencial energético argentino.
Esto implica, en primer lugar, reforzar el transporte eléctrico a nivel nacional y, sobre todo, a nivel regional. Esto nos permitiría, por ejemplo, aprovechar los recursos de la Patagonia y desarrollar esa región tan rica. Por otro lado, es indudable la riqueza minera -con el litio, cobre, etc. como principales recursos- y la necesidad de repotenciar el transporte eléctrico brindando la infraestructura necesaria para generar ingresos al país en forma equilibrada. Al mismo tiempo, permitiría robustecer un sistema que es uno de los pilares fundamentales para el desarrollo, procurando mirar al futuro con nuevas tecnologías electro intensivas.
Con una mirada aun más amplia, Argentina puede ser un polo energético. Así como antes fue pensada como el Granero del Mundo, Argentina hoy puede ser abastecedora de energía. No únicamente de energía eléctrica a nivel nacional, sino fundamentalmente de gas y petróleo a nivel mundial. Justamente, el otro punto para desarrollar es la infraestructura gasífera. La tecnología nos permite hoy avanzar en la explotación de yacimientos de gas y petróleo no convencionales; por eso, Vaca Muerta pasó a ser una realidad. Argentina tiene un potencial gasífero sumamente importante a nivel mundial y un tiempo acotado para su extracción dada la transición energética que se transita.
En este sentido, debemos ser inteligentes y sostener el crecimiento de una industria, la gasífera, que potencia a todas las otras, que es el motor de un crecimiento que Argentina necesita y puede lograr. Para ello, hay que sumar infraestructura pensando en los núcleos poblacionales y, fundamentalmente, en los núcleos productivos y de exportación.
No olvidemos que el gas natural es un recurso, también, para la generación eléctrica. Para ello, insistimos en el desarrollo y la integración regional, para fortalecer las regiones y ponerlas en competencia con otros lugares del mundo. También, para desarrollar vías y logísticas de exportación, ya sea a través de gasoductos, como puede ser hacia Uruguay y Brasil en forma directa, o con plantas de GNL, en Río Negro y/o en Buenos Aires, para el mundo. El desarrollo energético es indispensable para el crecimiento argentino. Y ello solo será posible si tomamos decisiones contundentes y realizamos inversiones significativas, que consoliden una nueva Argentina.
*Presidente de Transnoa y Presidente de Gasnea
1 Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación y el INDEC.
2 Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación, INDEC, CAMMESA y FUNDELEC.
Una oportunidad que no debemos desaprovechar
Los cambios legales de 2024 y la Ley Bases transformaron la industria energética, impulsando Vaca Muerta y nuevas exportaciones. Una oportunidad histórica que exige ya políticas públicas estables y visión de largo plazo sin descuidar lo convencional.
El año 2024 fue, sin dudas, un año de cambios en los aspectos legales y regulatorios de la industria energética, en particular para la actividad del petróleo y el gas. También representó una transformación en ciertos principios que habían regido la actividad durante los últimos años. Estos cambios ocurrieron en un contexto de crecimiento sostenido de la industria, que la convirtió en una isla rodeada de otros sectores aún afectados por los desafíos de la macroeconomía argentina.
La denominada “Ley Bases” fue, sin lugar a dudas, la principal fuente de cambios para la industria y resultó en la modificación más significativa de la Ley de Hidrocarburos en décadas, inclusive desde su sanción en 1967. Si bien algunas modificaciones son de menor relevancia y otras requerirán un análisis detallado a medida que se implementen en conjunto con las distintas provincias, ciertos cambios resultan estratégicos para atraer inversiones y permitir el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta. Entre ellos se destacan: (i) la liberalización de las exportaciones de crudo y gas, que revirtió el principio del autoabastecimiento del mercado interno y habilitó las exportaciones, y (ii) la adopción de medidas para lograr una convergencia gradual entre los precios de los hidrocarburos —principalmente el crudo— en el mercado doméstico y en el internacional.
Ambos puntos resultan esenciales para impulsar y promover proyectos petroleros a gran escala, como lo demanda actualmente Vaca Muerta. Además, tienen características y efectos similares a los establecidos por los decretos de desregulación de principios de la década del ‘90, que permitieron alcanzar récords históricos en volúmenes de producción y niveles de inversión.
Estos cambios, en conjunto con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), generan un contexto favorable para el desarrollo masivo de Vaca Muerta y aseguran la disponibilidad de volúmenes de petróleo crudo y gas natural que ya no tienen, ni tendrán, consumo en el mercado interno. Esto hace imprescindible la implementación de proyectos de exportación de hidrocarburos a gran escala.
Durante los últimos años, estos proyectos fueron sometidos a extensos análisis y debates. Los inversores siempre sostuvieron que era necesario contar con un marco legal y jurídico especial que protegiera estas inversiones de gran escala, las cuales no llegaron a la Argentina en los últimos 25 años. Con la entrada en vigencia del RIGI, estos proyectos adquirieron un mayor impulso. De hecho, algunos ya han iniciado etapas concretas de desarrollo, como el proyecto Vaca Muerta Sur, que solucionará los cuellos de botella actuales y futuros en la infraestructura de transporte de la Cuenca Neuquina.
Vale la pena resaltar que todos estos cambios, proyectos e impulsos se centran casi exclusivamente en los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta, mientras que poco o nada atienden las necesidades de la producción convencional y de otras cuencas productivas. El cambio de principios que rige actualmente la actividad petrolera, en comparación con el modelo de los últimos años, donde se implementaban planes de subsidios o beneficios a los que las empresas debían aplicar mediante procesos burocráticos con pagos demorados y fragmentados, resulta positivo y destacable como principio general. Sin embargo, genera preocupación el abandono de políticas públicas que permitan el desarrollo del convencional o, al menos, la preservación de sus niveles de producción. Tal vez la actividad convencional no demande planes de estímulo basados en subsidios, sino simplemente la reducción parcial de cargas como regalías, bonos de prórroga, aportes complementarios, cánones sobre superficie remanente y obligaciones de abandono de pozos en plazos irrazonables, entre otras exigencias que, para una actividad con rentabilidad marginal, resultan insostenibles.
Si bien la producción convencional de hidrocarburos no tiene un impacto comparable con Vaca Muerta en la balanza comercial y en los niveles de producción, su aporte es significativo. Impulsa la actividad de contratistas, el empleo y las operadoras medianas o juniors, lo que genera beneficios exponenciales para las zonas de operación y contribuye a una industria más amplia, participativa y competitiva. Esta situación, que debería ser atendida por las autoridades nacionales, exige principalmente la acción de las autoridades provinciales, quienes son la contraparte clave para implementar las soluciones necesarias. Cabe destacar también la urgente necesidad de estabilización de la macroeconomía argentina, condición fundamental para atraer nuevos actores, empresas de servicios, inversiones y financiamiento genuino. Esto no sólo implica normalizar el mercado cambiario y el mercado de deuda, sino también, y quizás lo más desafiante, garantizar la persistencia en el tiempo de ciertos cambios estructurales.
Regresando al contexto actual de entusiasmo y optimismo de la actividad no convencional, el 2025 se presenta como un año que marcará un hito. Se esperan volúmenes históricos de producción a nivel nacional, el inicio de la concreción de proyectos de inversión y una balanza comercial positiva para la industria energética. Esto representa, sin duda, una oportunidad histórica no sólo para la industria, sino principalmente para la Argentina. Sin embargo, los argentinos conocemos bien estas oportunidades únicas que tantas veces han sido desaprovechadas o arruinadas por decisiones y medidas desafortunadas. Aunque la tendencia de crecimiento parece irreversible, la historia demuestra que nada es definitivo y todo puede cambiar.
Nos encontramos ante una oportunidad que no debemos desaprovechar. Si bien su éxito depende en gran medida de las políticas públicas actuales y de las que puedan implementarse en los próximos años, también es nuestra responsabilidad, como actores de esta película, cuidar, proteger y defender la oportunidad que nos toca vivir.
*Bernardo Bertelloni es abogado, especializado en la industria del petróleo y gas. Es socio de Martelli Abogados, un estudio jurídico dedicado a la industria energética y a los recursos naturales.
Aportes para un marco regulatorio del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina
Griselda Lambertini, Directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA, reflexiona acerca de la importancia de contar con una ley nacional de hidrógeno de bajas emisiones para habilitar la participación de Argentina como exportador de derivados en el mercado global de largo plazo,en concordancia con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley 27.742.
El año que pasó
Desde el ámbito académico, podemos afirmar que el año que pasó ha sido fructífero en términos de divulgación del rol del hidrógeno de bajas emisiones en los escenarios energéticos futuros y de la potencialidad de Argentina para convertirse en proveedor mundial de combustibles sintéticos, en un contexto en el que los países -con distintas nomenclaturas y motivaciones- continúan desarrollando tecnologías y productos vinculados a las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e instrumentos cada vez más sofisticados para el financiamiento climático. En este sentido, durante 2024, desde la Universidad de Buenos Aires pudimos participar de muchos foros, programas y capacitaciones centradas en la producción, transporte, almacenamiento, comercialización y uso del hidrógeno y sus derivados. La Unión Europea y la Plataforma H2 Argentina organizaron dos Foros de Hidrógeno Verde con asistencia multitudinaria: en abril en Comodoro Rivadavia y en agosto en El Calafate, presididos por los respectivos gobernadores de Chubut y Santa Cruz. En el auditorio del BID en Buenos Aires, el CEARE organizó, a pedido de la Secretaría de Energía, dos talleres con audiencia especializada del ámbito nacional e internacional para considerar los aspectos regulatorios y los posibles incentivos para el hidrógeno de bajas emisiones. En la tradicional Semana de la Energía organizada por la OLADE y el BID (este año la cita tuvo lugar a fines de octubre en Asunción), nos tocó participar como panelistas del debate acerca de los tiempos de desarrollo y del grado de cumplimiento de las metas y expectativas para el despliegue del hidrógeno. La misma conversación tuvo lugar en las reuniones de Madrid, Buenos Aires y La Jolla, convocadas por el Instituto de las Américas de la Universidad Californiana en San Diego (UCSD). La Cámara de Comercio Argentino-Alemana (AHK) organizó distintos eventos, incluyendo su Foro Anual de Hidrógeno y el anuncio formal del financiamiento otorgado al primer proyecto en Argentina (provincia de Santa Cruz) por el programa alemán H2Upp. A fines de octubre, participamos del Encuentro de Combustibles Sintéticos organizado en Y-TEC. En noviembre de 2024, el programa de colaboración tecnológica TCP-Hydrogen de la International Energy Agency (IEA) eligió Buenos Aires como sede de su reunión global, en reconocimiento a la activa participación en ese programa de la empresa nacional Hychico, que produce hidrógeno verde desde 2009 en la provincia de Chubut.
Al mismo tiempo, el International PtX Hub (un consorcio financiado por la GIZ de Alemania y que tiene como socios al CEARE, la Fundación Torcuato Di Tella, el think tank Agora, la Asociación Química Alemana – DECHEMA y la Secretaría de Energía de la Nación) desarrolló diversos estudios sobre demanda de hidrógeno y derivados, fuentes de carbono sostenible para la producción de combustibles sintéticos, infraestructura de puertos, regulaciones, aspectos sociales y ambientales, guías para la evaluación del impacto ambiental. Estos estudios sirven como insumos para evaluar el potencial de Argentina y llevar el conocimiento a las jurisdicciones locales, dueñas del recurso (eólico, solar) que integran el primer eslabón en la cadena de valor del hidrógeno renovable. En efecto, en los dos últimos años realizamos capacitaciones train-the-trainer en Ushuaia, Río Gallegos, Trelew, Comodoro Rivadavia, Bahía Blanca, Buenos Aires, Córdoba, Salta. Los contenidos de estos cursos intensivos de dos días encontraron su máximo desarrollo en la primera edición del “Programa de Actualización sobre la Economía del Hidrógeno de Bajas Emisiones”, una carrera con modalidad virtual, de 5 meses de duración, implementada entre julio y noviembre de 2024 por el CEARE y con apoyo de la GIZ.
Todas las actividades mencionadas se realizaron con el impulso y el apoyo financiero de la agencia de cooperación internacional de Alemania (GIZ) y su cámara de comercio bilateral (AHK), la Unión Europea, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y otras entidades que valoran la posibilidad de que Argentina se convierta en un socio poderoso, debido al altísimo factor de capacidad de nuestros recursos naturales, la ubicación alejada de los conflictos geopolíticos y un entorno que va ganando confiabilidad a partir de la mejora y estabilización de los indicadores macroeconómicos.
También desde nuestro país, distintos agentes públicos y privados conciben el desarrollo de esta línea de negocios (los PtX) como una oportunidad para realizar exportaciones estratégicas, profundizar la mejora en la balanza comercial energética, aumentar la inversión extranjera directa, crear empleos de calidad, desarrollar toda la cadena de proveedores asociados a las nuevas tecnologías, fortalecer las economías provinciales y aumentar las capacidades locales de I+D. Así lo están viendo Y-Tec, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), el Consejo Federal de Inversiones (CFI), el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME), la Gerencia de Innovación del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA), las cámaras eólicas (AAEE – Asociación Argentina de Energía Eólica y CEA – Cámara Eólica Argentina), las administraciones de puertos como Bahía Blanca y Quequén, además de las empresas con proyectos en el sector. Al cuadro de las ventajas comparativas que presenta Argentina como candidata para la recepción de las grandes inversiones que se requieren para el desarrollo de las oportunidades de negocio con hidrógeno (abundancia y calidad de sus recursos, zona de paz, estabilización macroeconómica), le estaría faltando un factor -en apariencia- más sencillo de controlar: el establecimiento de un marco regulatorio que oriente a los inversores y dé señales de compromiso y estabilidad en las políticas públicas.
El camino regulatorio
En la región, Argentina fue pionera en la visualización del hidrógeno como vector para el almacenamiento de energía y la sustitución de combustibles fósiles. En 2006 (es decir, 10 años antes de que el Congreso Nacional ratificara el Acuerdo de París y adhiriera a sus propuestas para proveer a la reducción de emisiones), Argentina aprobó la Ley N°26.123 que establecía un “Régimen para el Desarrollo de la Tecnología, Producción, Uso y Aplicaciones del Hidrógeno como Combustible y Vector de Energía”. Sin embargo, esta ley -que finalizó su vigencia en 2021 sin que se hubiere reglamentado- no preveía la condición de que el hidrógeno fuera de bajas emisiones. Los incentivos tampoco alcanzaban a las aplicaciones del hidrógeno como insumo para la producción de químicos y otros derivados, que es donde hoy radica su principal atractivo.
Siguiendo un orden cronológico, en 2017 la Ley No 27.430 introdujo el Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) con el objetivo de gravar las emisiones producidas por los combustibles fósiles y para incentivar la mezcla con biocombustibles. Sin embargo, el IDC no aplica al gas natural, al GNL, al GLP ni al aerokerosene. Además, como consecuencia de la evolución del tipo de cambio, el precio de carbono implícito en el impuesto es actualmente inferior a US$ 2 por tonelada de CO2eq, muy por debajo de la valorización original en torno a los US$ 10/ton de CO2eq. Por eso, este impuesto no modifica conductas y, en este sentido, en Argentina no tenemos un precio del carbono que opere como incentivo negativo para la implementación de soluciones de descarbonización. En relación con el precio del carbono, Argentina tampoco cuenta con un mercado regulado de derechos de emisión. Cabe destacar que la primera versión del proyecto de Ley de Bases contenía un capítulo destinado a la implementación de un mecanismo ‘cap and trade’, mediante el cual se facultaba al Poder Ejecutivo Nacional a asignar derechos de emisión a cada sector y subsector de la economía, compatibles con el cumplimiento de las metas de emisiones comprometidas en el Acuerdo de París. También se preveía el otorgamiento gratuito de los derechos de emisión y la creación de un mercado para su comercialización, junto con una plataforma de registro de las transacciones. Este instituto podría haber significado el establecimiento progresivo de un precio del carbono que incentivara y financiara, aunque sea parcialmente, la introducción de las tecnologías de transición. Aunque el ‘cap and trade’ quedó finalmente fuera de la Ley 27.742, con el apoyo del BID, se trabajaron iniciativas en el ámbito de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para el estudio y la implementación de este tipo de esquema.
Volviendo al marco regulatorio específico para el hidrógeno, desde el vencimiento de la Ley No 26.123 de 2006 ingresaron en el Congreso Nacional varios proyectos 1, entre los que cabe destacar (i) el proyecto presentado por el Poder Ejecutivo Nacional en mayo de 2023, que acompañó la elaboración de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada por la Secretaría de Asuntos Estratégicos en septiembre del mismo año; y (ii) un proyecto que presentó inicialmente el diputado Gustavo Menna, que se fue adecuando en las sucesivas presentaciones de los legisladores Ignacio Torres y Pamela Verasay, para confluir en el proyecto trabajado en el ámbito de la Plataforma H2 Argentina, y que finalmente resultó en la versión presentada en octubre de 2024 por la diputada Ana Clara Romero de Chubut. Con respecto a las principales características del proyecto de ley de hidrógeno de mayo de 2023 preparado por la Secretaría de Energía de Flavia Royón, cabe destacar la propuesta de un régimen de promoción que tendría una duración de 30 años desde la entrada en vigencia de la ley, para las distintas etapas que componen la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones (verde, azul y rosa) y sus derivados. Este proyecto fue recibido con escepticismo por las partes interesadas. En especial, los potenciales inversores consideraron que el régimen presentaba ciertas barreras como: (i) los requerimientos de contenido mínimo local de dudosa posibilidad de cumplimiento; (ii) el aporte obligatorio de los inversores a un fondo para el desarrollo de proveedores (FONDEP) que, en lugar de ayudar al financiamiento de los proyectos, implicaba desde el comienzo un cargo adicional a la inversión; (iii) la mención a los derechos de exportación, que contrariaba las expectativas de una industria destinada en un 80% al mercado global; (iv) el entramado de instituciones y autoridades de aplicación resultaba complejo, incluyendo la creación de dos nuevas burocracias como la AgenHidro y el Consejo Federal de Hidrógeno. En cuanto a la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno publicada en septiembre de 2023, se trata de un documento programático, no vinculante, pero que -en el contexto de otras 50 estrategias de hidrógeno publicadas en el mundo- es la forma de comunicar a los inversores, a las comunidades locales y a otros posibles socios, que efectivamente nos interesa diversificar la estructura industrial argentina mediante el despliegue de proyectos de hidrógeno de bajas emisiones, en cualquiera de sus formas de producción. Esta Estrategia permanece vigente y debería actualizarse en forma periódica. Es un instrumento que acompaña, pero no suple la existencia de un marco regulatorio específico, aprobado por el Congreso Nacional.
Entre tanto, en julio de 2024, la Ley No 27.742 aprobó el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que representa el mayor paquete de beneficios a la inversión ofrecidos por la República Argentina, al menos desde la década del ’90. En efecto, cumplidas las condiciones sobre montos mínimos y tiempos de desembolso, el RIGI prevé otorgar incentivos tributarios, cambiarios y regulatorios por un plazo de 30 años desde la aprobación del proyecto. Para la solución de controversias queda abierta la vía del arbitraje internacional. El RIGI ya está en marcha y se espera que ayude a viabilizar grandes inversiones en los sectores seleccionados, especialmente en el sector energético, hasta tanto se estabilicen las variables macroeconómicas y nuestro costo de capital alcance niveles comparables con los del mercado internacional. Sin embargo, el sector interesado en proyectos de hidrógeno ha manifestado la necesidad de realizar ciertos ajustes al RIGI para que queden contempladas las particularidades de esta tecnología que aún no ha alcanzado la madurez comercial. ¿Cuáles serían las adecuaciones necesarias del RIGI? Al respecto, el proyecto de la Plataforma H2 Argentina ya mencionado -y que resultó en la reciente presentación de la diputada Romero- optó por transcribir las cláusulas del RIGI, con modificaciones, como parte del proyecto de ley de hidrógeno, denominándolo Régimen de Promoción para la Industria del Hidrógeno (PROHIDRO). Entre las modificaciones, se plantea la ampliación de la ventana temporal para la presentación de los proyectos.
En lugar de los 2 años que prescribe la Ley No 24.742, se propone un plazo para adherir de 10 años para proyectos vinculados a hidrógeno de origen renovable y de 5 años para proyectos vinculados a hidrógeno de bajas emisiones. En ambos casos, el Poder Ejecutivo podría prorrogar por única vez y por 10 años la vigencia de los plazos anteriores. Asimismo, para permitir el desarrollo de proyectos piloto o de demostración, se propone eliminar los montos mínimos de inversión. Se garantiza el derecho inmediato a pagar utilidades, dividendos e intereses mediante acceso al mercado de cambios, sin restricciones de ninguna clase y sin necesidad de conformidad previa del Banco Central. Se declara la inaplicabilidad de cualquier norma o restricción que obligue a adquirir insumos de proveedores nacionales en condiciones menos favorables que las condiciones de mercado. Se propone la creación de un Fondo Nacional de Hidrógeno, aunque sin obligación de que el Estado asigne recursos directamente a este fondo. Desde la óptica del Poder Ejecutivo, las modificaciones al RIGI generan reparos en cuanto a la discriminación que implicaría respecto de los demás sectores admitidos en el régimen y el carácter restrictivo de los beneficios a otorgar. En tal sentido, en el marco de la visita de la Comisaria de Energía de la Unión Europea en julio de 2024, el entonces Secretario de Energía Rodríguez Chirillo propuso la elaboración conjunta de una hoja de ruta para la implementación del Memorando de Entendimiento sobre Energía celebrado entre la República Argentina y la Unión Europea un año antes, para promover acciones conjuntas en materia de eficiencia energética, energías renovables, hidrógeno y GNL. En el caso del hidrógeno, desde la Secretaría de Energía se planteó la necesidad de contar con una ley específica para el sector, con contenido más bien regulatorio antes que de fomento. Las grandes inversiones podrían seguir amparándose en el RIGI, pero se requerían de todos modos precisiones sectoriales referidas a la autoridad de aplicación y al sistema de gobernanza; las normas técnicas y de seguridad aplicables a la producción, transporte y almacenamiento; el desarrollo de mecanismos de certificación, entre otras cuestiones que la industria necesita conocer para dotar de certidumbre a los proyectos y acceder a financiamiento.
¿Qué están haciendo el mundo y los vecinos?
Los estudios de regulación comparada indican que el impulso a las tecnologías propuestas para la reducción de emisiones en la industria y en el transporte proviene, básicamente, del establecimiento de un precio del carbono (las emisiones producidas o evitadas). Para cada una de las tecnologías y sus variantes (eficiencia, electrificación, captura de carbono, control de fugas de metano, reemplazo de combustibles fósiles por combustibles sintéticos, entre otras) existe un precio teórico del carbono tal que la torna viable.
Tal como ya mencionamos, ese precio del carbono puede resultar de la aplicación de un impuesto o de la interacción entre oferentes y demandantes en un mercado regulado de derechos de emisión (“cap and trade”). En el mundo se han implementado aproximadamente 40 regímenes ‘cap and trade’ con distintos alcances en cuanto a los gases y sectores cubiertos, los mecanismos de asignación de derechos, el nivel nacional o subnacional de implementación, entre otras características.
El más conocido es el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (RCDE) de la Unión Europea, organizado inicialmente por la Directiva 2003/87, que estableció topes o caps mandatorios, sectoriales, anuales y decrecientes a las emisiones de gases de efecto invernadero (expresadas en toneladas de dióxido de carbono equivalentes – CO2eq), habilitando al intercambio de los certificados que representan los derechos de emisión. La lógica del RCDE se apoya en que las actividades económicas emisoras con potencial de reducción de emisiones a bajo costo podrán vender sus derechos de emisión a las actividades con alto costo de reducción, de modo que las metas conjuntas se alcances en forma más eficiente. A su vez, la interacción comercial entre agentes emisores da como resultado un precio del carbono (medido en €/ton CO2eq), que da la pauta de qué tecnologías podrán ingresar en el sistema. Incluso, cuando el precio de mercado del carbono no es suficiente para financiar determinada tecnología que las autoridades europeas están interesadas en fomentar (por ejemplo, la sustitución de hidrógeno gris en refinerías o en la producción de fertilizantes; la producción de acero de bajas emisiones, productos químicos, amoníaco verde, SAF), se considera el otorgamiento de un subsidio bajo la forma de los llamados ‘contratos de carbono por la diferencia’, que cubren la brecha entre el precio del carbono en el mercado y el precio real de descarbonizar.
El Programa H2 Global, financiado por Alemania y Países Bajos, ofrece también este tipo de subsidios a países extra-europeos, mediante la adjudicación, en subastas internacionales, de contratos de largo plazo (10 años) para la importación de amoníaco, metanol verde y SAF producidos fuera de Europa, con recepción en los puertos de Rotterdam, Hamburgo o Duisburg, para su reventa -a un precio inferior y a corto plazo (1 año)- a demandantes europeos. Por ahora, solo se adjudicó un contrato de este tipo a un proyecto de amoníaco ubicado en Egipto: la empresa Fertiglobe comenzará la producción de amoníaco renovable en su planta existente en Ain Sokhna, con entregas programadas a puertos europeos a partir de 2027. El contrato tiene un valor máximo de 397 millones de euros, con una provisión inicial de hasta 19,500 toneladas de amoníaco en el primer año y un total acumulado de 397,000 toneladas para 2033.
La política pública europea también se está ocupando de fijar un precio de carbono “hacia fuera”, con forma de impuesto y que merece nuestra atención por su impacto en la elegibilidad de los productos que serán admitidos en la Unión Europea. Ya ha comenzado, en su etapa informativa, la implementación del mecanismo de ajuste del carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés), que consiste en la imposición de un arancel a ciertos productos importados (cemento, hierro, acero, aluminio, fertilizantes, electricidad e hidrógeno) de países sometidos a reglas sobre emisiones menos exigentes que las europeas. El valor del impuesto a pagar por los importadores europeos, dependerá de la cantidad de emisiones generadas por el producto no europeo y de la diferencia entre el precio del carbono en la Unión Europea y el precio o impuesto equivalente en el país de origen. Otros incentivos financieros hacia el interior de Europa incluyen las garantías a otorgar por el Banco Europeo de Inversiones (BEI) para reducir el riesgo inicial de los proyectos. Existen, además, diversos programas de financiación como Next Generation EU, InvestEU y el Fondo de Innovación del RCDE que dan apoyo al desarrollo de la cadena valor del hidrógeno limpio. Desde el punto de vista de la creación de demanda, para determinados sectores, está por comenzar la vigencia de cuotas obligatorias de corte o mezcla con combustibles sostenibles. Es el caso del SAF (combustible sostenible de aviación, según sus siglas en inglés), que desde 2025 deberá mezclarse en un 2% con el combustible de origen fósil para todos los vuelos intra-europeos. El porcentaje es ascendente, hasta alcanzar un 20% en 2035 y un 70% en 2025. Esta cuota puede cumplirse con SAF producido por distintas vías, incluyendo los biocombustibles. La normativa indica que hacia 2050 el 70% obligatorio de mezcla con SAF deberá incluir un 30% de combustibles sintéticos (los que derivan de hidrógeno). En Estados Unidos, la Inflation Reduction Act (IRA) de 2022 estableció un régimen de incentivos para la introducción del hidrógeno de bajas emisiones y otras tecnologías de transición, a través del otorgamiento de importantes créditos fiscales para estos proyectos, en relación con el potencial de mitigación acreditado y el nivel de los salarios de los trabajadores involucrados en el proyecto. De tal modo, los proyectos elegibles pueden acceder a créditos fiscales de hasta US$ 3 por kilo producido de hidrógeno limpio durante 10 años. Si bien la llegada del presidente Trump pone en duda la continuidad y el alcance de este régimen de promoción, ya están en marcha otros incentivos aprobados en 2021 por la Infrastructure Investment and Jobs Act, que puso a disposición 9500 millones de dólares para el desarrollo de hidrógeno limpio, incluyendo 8000 millones de dólares a asignar en los años fiscales 2022 a 2026 para contribuir al establecimiento de al menos cuatro hubs de hidrógeno limpio. Cuando nos enfocamos en los avances regulatorios y regímenes de promoción implementados en la región, las medidas resultan naturalmente más modestas y, en la mayoría de los casos, los avances están vinculados con las acciones de la cooperación internacional. En efecto, algunos países como Chile y Uruguay vienen desplegando una verdadera “diplomacia del hidrógeno”, con la expectativa de asociarse con los potenciales importadores para llegar antes al mercado y tomar ventajas del acceso temprano a la tecnología, a los contratos de largo plazo y a los instrumentos de financiación. Si buscamos en los ordenamientos legales internos, Brasil cuenta con la ley de hidrógeno bajo en carbono más completa de la región. A principios de agosto de 2024, el Congreso brasileño aprobó una ley que designa a la ANP – Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles como la autoridad de aplicación del sector de hidrógeno, y estableció incentivos tributarios y arancelarios para la producción de hidrógeno de bajas emisiones, sin requisitos de montos mínimos de los proyectos ni diferenciación entre las posibles tecnologías para la obtención de la molécula con bajas emisiones. La misma ley prevé lineamientos exhaustivos para el desarrollo del sistema de certificaciones brasileño, compatible con los sistemas internacionales. Cabe tener en cuenta que los incentivos ofrecidos por la ley brasileña podrán solicitarse dentro de los próximos cinco años, que es también el plazo total de vigencia de la ayuda. A su vez, Colombia, Chile y Uruguay han designado mediante ley una autoridad de aplicación para el sector, dotando a dicha autoridad de facultades suficientes para determinar las normas de seguridad, regular aspectos ambientales de los proyectos y para implementar los mecanismos de certificación. Estos países también otorgan incentivos tributarios y aduaneros para la instalación de proyectos de producción de hidrógeno. Chile y Uruguay solamente para hidrógeno renovable; Colombia para hidrógeno de bajas emisiones sin distinción de tecnologías. Específicamente en Uruguay, el Decreto 268/2020 extendió a las inversiones en proyectos de hidrógeno renovable los incentivos de la Ley 16.906 sobre Inversiones y Promoción Industrial. Tales proyectos fueron decretados como prioritarios a los efectos de la asignación de los beneficios. La revisión de los antecedentes comparados indica que, para invertir en la República Argentina, en un marco que minimice las incertidumbres y otorgue seguridad jurídica, sería necesaria una ley que defina el marco regulatorio del hidrógeno, atendiendo a sus características objetivas y específicas. Si se propician las condiciones regulatorias adecuadas, se proyecta que a 2050 podríamos estar exportando unas 4 millones de toneladas de hidrógeno anuales en forma de derivados, manteniendo una producción de 1 millón de toneladas para aplicación en el mercado interno. Según la primera versión de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023, estos volúmenes de producción significarían inversiones en torno a los 90.000 millones de dólares y la creación de 82.000 empleos.
¿Qué sigue para argentina?
La Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023 es apenas una manifestación de interés de Argentina en desempeñar un rol destacado en el futuro mercado de exportación de derivados del hidrógeno, que debería actualizarse periódicamente para reflejar los avances y los cambios que se vayan produciendo en las tecnologías y en el comercio internacional. La Estrategia es necesaria, pero no suficiente. Por otra parte, el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley No 27.742 ofrece beneficios cambiarios, impositivos, tributarios y regulatorios a los que podrían acogerse los proyectos de hidrógeno elegibles para la exportación estratégica a largo plazo. Sin embargo, debido al estado de madurez tecnológica y a la existencia de mercados internacionales incipientes, se ha puesto en duda la adecuación de los términos del RIGI a las características propias del nuevo vector, especialmente en cuanto a la ventana de dos años para la adhesión de los proyectos.
Con o sin adecuación del RIGI a las particularidades del hidrógeno, entendemos que se hace necesaria una ley específica que apruebe el marco regulatorio para el desarrollo de la tecnología, la producción, el transporte, el almacenamiento, la exportación y el uso de hidrógeno de bajas emisiones y sus derivados, como combustible y vector de energía, y como insumo para procesos químicos e industriales, en todo el territorio nacional. Uno de los primeros aspectos que deberá definirse en el texto legal es qué tipo de hidrógeno se busca regular y promover: ¿solamente el hidrógeno renovable o verde, o el hidrógeno de bajas emisiones sin importar la materia prima a partir de la cual se obtuvo? Si se promueven ambos, ¿habría que diferenciar el alcance de los incentivos en uno u otro caso?
Desde este lugar proponemos incluir al hidrógeno producido a partir de cualquier de los recursos naturales existentes en Argentina (fósiles con captura de emisiones, renovables, nuclear) y, eventualmente, el nivel de los incentivos podría establecerse en función de la reducción de emisiones, antes que según el origen de la molécula. Es decir, las distinciones, de haberlas, no se centrarían en el origen fósil o renovable del hidrógeno sino en el nivel de reducción de emisiones que se alcanza, lo cual implica al mismo tiempo una mayor oportunidad en términos de exportación. Tal es el criterio (nivel de emisiones reducidas) adoptado por la Inflation Reduction Act de los Estados Unidos para graduar la cuantía de los créditos fiscales a otorgar a los proyectos de producción.
Definido el objeto, será esencial determinar la autoridad de aplicación a nivel nacional. Para la gobernanza del sector se prefiere un esquema simple, desburocratizado, en cabeza de la Secretaría de Energía, con las interacciones necesarias con la Secretaría de Industria y Comercio, y la Subsecretaría de Ambiente. A esta autoridad de aplicación se le debería encomendar la identificación de las normas técnicas y estándares de seguridad aplicables a los proyectos, y el diseño y la adopción de un sistema de certificación ágil y transparente. Las normas técnicas y el esquema de certificación deberían basarse o ser coherentes con las normas y estándares que ya existen a nivel internacional; en particular, con aquellos vigentes en los países a los cuales Argentina podría exportar. Asimismo, dadas las grandes superficies que ocuparán los proyectos que se alimenten de energías renovables, será necesario permitir un acceso ordenado a los terrenos, mediante la extensión de las servidumbres de electroducto y los derechos de paso para los ductos que podrían transportar mezcla de hidrógeno con gas natural, o ser reconvertidos para el transporte de hidrógeno puro, como ya sucede en la costa del Golfo de los Estados Unidos y en Alemania. En materia ambiental y de permisos, habrá que realizar un trabajo significativo de coordinación interjurisdiccional. El Estado Nacional, con recursos de la cooperación internacional, podría contribuir con la elaboración de guías para la realización de las evaluaciones de impacto ambiental y la identificación de los permisos que se requieren para la instalación de los proyectos de hidrógeno. Tales guías puedan ser útiles para los inversores y para las autoridades locales. Es importante aclarar que nuestra posible ley de hidrógeno no requiere copiar ni emular los instrumentos creados en los países importadores. Por el contrario, nos toca generar regulaciones que habiliten la oferta, eliminando barreras para construir una línea de base que contemple todos los organismos, permisos y trámites necesarios para los proyectos de producción e infraestructura, a fin de detectar la ruta crítica de tramitación para el inicio oportuno de las operaciones. La coordinación de una “ventanilla única” para la habilitación y registro de los proyectos, entre la Nación y las provincias que adhieran, con respeto de las competencias locales, aumentaría la certidumbre y aceleraría los tiempos de implementación. La claridad de los pasos y plazos a seguir en la obtención de los permisos (ambientales y de seguridad), junto con el desarrollo de capacidades para evaluar de forma objetiva y normalizada los distintos proyectos, aportará certeza a las iniciativas. Finalmente, corresponde advertir que ninguno de los proyectos de ley en consideración (con o sin adecuación del RIGI) resuelve el problema de la demanda: la existencia de contratos de largo plazo extendidos por los tomadores del hidrógeno producido o sus derivados. Esta demanda será, como venimos sosteniendo, eminentemente internacional. Por ello, el marco regulatorio para Argentina no requiere necesariamente la imposición de un precio del carbono, ni el otorgamiento de subsidios, ni el establecimiento de cupos o cuotas. Es otro nuestro rol. Es necesario prepararse en términos de regulación, infraestructura, formación de capacidades; pero la regulación local no podrá suplir la materialización de los contratos de quienes se declaran importadores interesados. Esta indefinición de los off-takers es una situación común al resto de los países interesados en producir y exportar. Con más razón, mientras el mercado se desarrolla, será clave ponernos de acuerdo en un marco regulatorio que despeje incertidumbres y genere un entorno atractivo para las inversiones millonarias que implican el hidrógeno de bajas emisiones y las demás tecnologías de transición.
*Directora Académica en CEARE – UBA Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética
1 Proyecto 4574-D-2021 de Martín Maquieyra, Proyecto S-2586/2021 de Martín Doñate y Claudio Rodas; Proyecto 3388-D-2022 de Rosana Bertone; Proyectos 3601-D-2021 de Alberto G. Menna y S-620/2022 de Ignacio Torres, Proyecto S-2171/2022 de Sergio N. Leavy y otros; Proyecto S-2198/2022 de Silvina M. García Larraburu y otros; Proyecto 5855-D-2024 de Ana Clara Romero.
La reglamentación de los cambios de la Ley Bases Decreto N° 1057/2024 en hidrocarburos y gas, destacan la prioridad al abastecimiento interno y control para evitar exportaciones a precios menores que los del mercado local
La Inteligencia Artificial está revolucionando la industria energética a un ritmo vertiginoso, potenciando desde la exploración de hidrocarburos hasta la gestión inteligente de redes y el trading de energía. La IA optimiza procesos y reduce costos en tiempo real y su combinación con la robótica, IIoT y blockchain, promete cambios disruptivos en la producción y distribución de energía
La Inteligencia Artificial (IA) avanza a paso acelerado y se integra transversalmente en infinidad de actividades e industrias. La energía no es una excepción. ¿Cómo llegamos a este punto? ¿Qué nos depara la IA en el mundo de la energía? ¿Qué evolución podemos esperar a futuro?
IA. De la eclosión a la explosión
La IA no ha nacido recientemente, tiene una historia de larga data, desde la acuñación del término por John McCarthy y los desarrollos pioneros de Alan Turing en los ‘50’s. Década a década, casi en todas, se profundizaron los avances. Entre 1960 y 1970, se inician los desarrollos de sistemas expertos, de la mano del legendario Marvin Minsky desde su Laboratorio de Inteligencia Artificial de MIT (cofundado con Seymour Papert), programas capaces de tomar decisiones en dominios específicos utilizando bases de conocimiento.
En la década del ’80, luego del “Invierno de la IA”, Geoffrey Hinton, Yann LeCun y Yoshua Bengio, algunos de los pioneros en el campo de las redes neuronales profundas, abren paso al desarrollo del aprendizaje profundo (deep learning). Un hito desconcertante para algunos, extraordinario para otros, irrumpe en el mundo de la computación: la derrota del campeón mundial de ajedrez Gary Kasparov por Deep Blue de IBM en 1997, evidenciando con claridad la vertiginosa capacidad y velocidad con la que se computan datos.
Entre fines de los ‘80’s y ‘90’s gracias a los avances de hardware y software un nuevo auge de los sistemas expertos, la IA desembarca en el mundo de la empresa y las industrias, con los llamados softwares inteligentes. La industria de la energía fue beneficiada con su integración en el sector, aunque por supuesto, la IA de entonces era muy limitada comparada con sus capacidades actuales.
La expansión de la IA en la industria de la energía sólo despega en las dos últimas décadas, con desarrollos y aplicaciones en las áreas de optimización de procesos, mantenimiento predictivo y gestión de demanda energética. Y el desarrollo más sistemático y generalizado de estas aplicaciones se ha evidenciado en los últimos años, cuando la computación en la nube, el big data y los algoritmos de aprendizaje automático han facilitado su implementación. Y día a día prominentes nombres y empresas no cejan en el impulso de la IA.
IA en el mundo de la Energía
El impacto de la IA en el mundo de la energía generará beneficios diferenciales de acuerdo a los distintos tipos de energía. En particular, en la industria de Oil&Gas, al disponer de recursos no renovables, la IA juega un papel de apoyo operativo más que de expansión directa de la disponibilidad de energía. En el mismo sentido, podremos analizar el caso particular de cada tipo de energía, según su disponibilidad, sus costos y logística, etc.
Sabemos que la IA, por sí misma, no genera nuevo recurso, no genera energía ni transforma de manera fundamental la capacidad de extracción de recursos, finitos en el caso de gas y petróleo, pero mejora la eficiencia y optimización en aspectos que no dejan de resultar claves para la industria.
Y si bien genera impactos incrementales en todas las etapas de la cadena de valor, desde la generación hasta el consumo, en el corto plazo la IA en el sector energético, parece mejor orientada a la optimización que a las innovaciones radicales, dejando esas expectativas sujetas a la evolución del largo plazo. Concentrándonos en las implementaciones de IA actuales, algunas de las empresas top globales las incorporan en las distintas etapas de la cadena de valor, en sus procesos habituales:
● Exploración y prospección: las empresas ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, y TotalEnergies implementan análisis sísmicos y modelado geológico asistido por IA, como identificación de yacimientos mediante big data y algoritmos de aprendizaje automático, ● Mantenimiento predictivo: Shell, Siemens Energy, GE Renewable Energy, Vestas y Schlumberger, utilizan sensores inteligentes e IA para previsión de fallos en equipos y supervisión de turbinas eólicas y plataformas offshore. ● Optimización de Smart Grids: Tesla, Siemens, ABB, Iberdrola, IBM y Schneider Electric, implementan la gestión de redes eléctricas para balancear oferta y demanda y para la optimización de carga y descarga de baterías en sistemas domésticos y comerciales. ● Comercialización y gestión de precios: BP, Shell Trading, E.ON y Enel, utilizan plataformas de IA para trading de energía, predicción de precios y para la simulación de demanda en mercados mayoristas. En lo atinente al desarrollo tecnológico o proyectos en fase piloto, avanzan proyectos de distintos tipos de energía que incluyen IA, como: ● Fusión nuclear asistida por IA: las empresas ITER, Helion Energy, TAE Technologies, Commonwealth Fusion Systems, ● Optimización de materiales para energía renovable: las empresas Oxford PV, First Solar, ● Micro redes inteligentes y P2P energy trading: las empresas LO3 Energy, Power Ledger, Siemens, y ● Producción de combustibles artificiales: las empresas Climeworks, Carbon Engineering y Repsol.
Finalmente, un amplio campo de posibilidades se expande con la combinación de la IA con otras tecnologías en vistas a una operatividad eficiente en el sector energético, combinándose con la robótica, IOT, IIOT e, inclusive, blockchain (en redes inteligentes, certificación de energía renovable, y mercados de energía descentralizados, transacciones de energía peer-to-peer) operadas por empresas como Siemens, LO3 Energy y Power Ledger.
IA y el Futuro de la Energía
Uno de los escenarios futuros probables incluye un enorme volumen global de inversiones en IA, sin poder especificar el volumen proporcional direccionado al heterogéneo mundo de la energía. Desde el punto de vista tecnológico, el rumbo que marque la IA sobre el sector energético parece aún impredecible, pero sí podemos asegurar que la combinación de las tecnologías 4.0, hoy en etapa germinal y creciente, se proyecta hacia un futuro pleno de potencialidades.
Podemos imaginar o prospectar todas las potencialidades de la IA combinando con Internet Industrial de las Cosas (IIoT), Big Data, Análisis Avanzado, Cloud Computing, Robótica Avanzada, Realidad Aumentada y Virtual, Fabricación Aditiva, Blockchain y Sistemas Ciberfísicos, aplicados a la industria de la energía.
Estas tecnologías van en la dirección de eficientizar y optimizar los procesos de la industria, pero podrían concretarse innovaciones radicales a mediano y largo plazo que transformarían profundamente el panorama energético.
Los últimos avances logrados con IA, podrían potenciar la industria energética, acelerando descubrimientos, productos, servicios y tecnologías emergentes. Pensemos, por ejemplo, en la emulación y reproducción del proceso de investigación científica, la simulación de experimentos químicos, con su impacto en la generación de nuevos combustibles, que podría conmocionar las forma de producir energía, el consumo, la sostenibilidad, los mercados y las empresas.
El Futuro de la Energía se redefine, pero ¿seremos testigos de innovaciones incrementales que transformen gradual e inadvertidamente el panorama energético o de innovaciones disruptivas que ‘pateen el tablero’?
Referencias
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La Ley Bases (Ley N° 27.742), sancionada en 2024, incluye en su artículo 161 la creación de un Ente Único de Gas y Electricidad en Argentina. Este nuevo organismo tiene como objetivo centralizar y simplificar la regulación de los servicios de gas y electricidad, fusionando las funciones que antes estaban divididas entre la ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) y el ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad).
La regulación de gas y electricidad, que acompañó la privatización de ambos sectores en los años 90 en Argentina, se basó en gran parte en la regulación energética de la época en el Reino Unido.
Dicha regulación evolucionó en el Reino Unido a lo largo del tiempo y sería oportuno para los reguladores argentinos analizar la experiencia del ente regulador británico, el Ofgem (“Office of Gas and Electricity Markets”), ente único de gas y electricidad en funcionamiento desde hace varias décadas y la nueva regulación del sistema energético desarrollada por el Reino Unido.
En este trabajo se presentan alguno de los aspectos destacados de la organización y la regulación del Ofgem que podrían ser especialmente analizados en relación con la creación y funcionamiento del nuevo organismo regulador de Argentina. A los efectos de tener en cuenta las diferencias y similitudes físicas entre ambos sistemas, se describen brevemente en primer lugar algunos datos característicos de los sistemas de gas y electricidad de Gran Bretaña y Argentina.
Similitudes y diferencias de ambos países
La población de Argentina (46.5 millones de habitantes) es aproximadamente el 70% de la de Gran Bretaña (67 millones). Una diferencia fundamental entre ambos países consiste en la superficie territorial. Argentina con 2.8 millones de km2 es 12 veces más grande que GB (0.23 millones de km2). Esto implica una diferencia sustancial en la longitud de las redes troncales de gas y electricidad, el costo de transporte y la diversidad y espacio de recursos naturales disponibles, especialmente en gas natural, energía eólica y energía solar. A continuación, se describen brevemente las similitudes y diferencia de los sistemas de gas y electricidad de Argentina y de Gran Bretaña.
Electricidad
En las Fig. 1 y Fig. 2, se muestran las matrices de electricidad de ambos países. Mientras que Gran Bretaña, con una demanda de electricidad anual decreciente, tuvo en el 4° trimestre del 2022 una demanda interna de 77.3 TWh, la demanda interna de Argentina en el 2° trimestre de 2024 fue de 35.1 TWh, es decir aproximadamente el 45% de la demanda de Gran Bretaña.
También la cantidad de usuarios de electricidad conectados a la red en ambos países siguen aproximadamente esa proporción: existen alrededor de 30 millones de usuarios en Gran Bretaña y unos 15 millones en Argentina (de los cuales 5.8 millones, casi el 40% del total están concentrados en Buenos Aires y alrededores como clientes de las dos distribuidoras eléctricas con regulación nacional, Edenor y Edesur). En el resto del país existen más de 20 distribuidoras provinciales y del orden de 100 cooperativas eléctricas, todas ellas bajo regulación provincial.
En cuanto a la participación por fuente en la generación eléctrica, la proporción de gas natural, energías renovables (hidro, eólica y solar) y energía nuclear es similar en ambos países (del orden del 40%, 38% y el 10% respectivamente). Sin embargo, es muy distinta la distribución de las energías renovables.
Mientras que en Gran Bretaña la energía eólica y solar representan el 36% de la oferta, en Argentina solo cubren el 14% siendo el restante 22% energía hidráulica. Esto demostraría que la Argentina está subutilizando sus enormes recursos de bajo costo en energía solar y eólica debido a la falta de transporte eléctrico y al todavía elevado costo de capital.
También se notan diferencias sustanciales en la forma de cubrir la estacionalidad. Mientras que en Gran Bretaña la demanda de electricidad tiene una marcada estacionalidad que es absorbida por la energía eólica y solar, en Argentina la estacionalidad se refleja en la demanda de gas natural y se cubre mediante la sustitución del gas natural, consumido por los residenciales en el invierno, por gas oil y fuel oil.
Gas natural
La demanda interna de gas natural en 2022 de Gran Bretaña y Argentina fue de 197 MMm3/d y 128 MMm3/d respectivamente (la demanda argentina fue el 65% de la de Gran Bretaña). En ambos países, 1/3 del gas natural se utiliza para generar electricidad (Fig. 3). Las demandas de usuarios residenciales e industriales (uso energético incluido) representaron el 32% y el 20% de la demanda en Gran Bretaña, mientras que el 24% y el 32% de la demanda en Argentina corresponde a la demanda residencial e industrial respectivamente.
Respecto del número de usuarios, mientras que Gran Bretaña tiene 24.3 millones de usuarios conectados a la red de gas natural (aproximadamente el 80% de los usuarios de electricidad), en Argentina la cantidad de usuarios conectados a la red de gas natural es de 9 millones de usuarios (el 60 % de los usuarios conectados a la red eléctrica, ya que una importante cantidad de usuarios utilizan GLP).
En cuanto a la producción de gas natural, mientras que la producción de Gran Bretaña (fundamentalmente off-shore en el Mar del Norte) ha venido declinando en los últimos años siendo de unos 90 MMm3/d en el 2023, la producción de Argentina se encuentra en franco crecimiento como consecuencia del excepcional yacimiento de shale-gas de Vaca Muerta, habiendo alcanzado los 120 MMm3/d en el 2023. Como consecuencia de la evolución reciente (incluyendo la invasión de Ucrania por Rusia), Gran Bretaña depende fuertemente de las importaciones de GNL (70 MMm3/d en el año 2022) para su abastecimiento de gas natural. Por su parte, Argentina espera convertirse en un exportador significativo de gas natural a los países vecinos y de GNL al mercado internacional en los próximos años.
Organización y recursos del ente regulador
Uno de los riesgos de la creación de un Ente Único de gas y electricidad es crear la nueva estructura simplemente como yuxtaposición de las dos organizaciones existentes unificando solamente las áreas de legales, administración e informática. Esa forma de organización no aprovecha las ventajas de la interacción de los conocimientos y la problemática de ambos sistemas fuertemente relacionados en cualquier sistema y, especialmente, en el sistema argentino donde ante la falta de almacenamientos de gas natural, la demanda residencial de invierno se resuelve mediante el cambio de combustible de las centrales térmicas de gas natural a gas oil y fuel oil como se muestra en la Fig. 4.
De acuerdo con el organigrama del ENARGAS1 (Fig. 5), el organismo tiene 13 gerencias dependientes del interventor (General, Secretaría del Directorio, Transmisión, Despacho de gas, Distribución y GNC, Protección del Usuario, Regional Delegaciones, Innovación Tecnológica, Administración, Desempeño y Economía, Recursos Humanos y Relaciones Institucionales, TIC) más la Unidad de Auditoría Interna, 726 empleados y un presupuesto ejecutado en el año 2023 de 64.8 MMUSD 2.
Por su parte, el ENRE (Fig. 6) tiene 6 áreas dependiente del Interventor (Análisis Regulatorio y Estudios Especiales, Aplicación de Normas Regulatorias, Atención integral de Usuarios, Seguridad Pública y Medio Ambiente, TIC, Seguimiento de Gestión) más la Secretaría del Directorio, la Asesoría Jurídica y la Unidad de Auditoría Interna, 397 empleados y un presupuesto ejecutado en el año 2023 de 16.5 MMUSD 3 .
La organización de Ofgem es completamente distinta (Fig. 7). A diferencia de la organización tradicional del ENRE y el ENARGAS en la Argentina, que dependen fuertemente del Interventor (actualmente) o del Directorio (con los entes normalizados), el organismo regulador de Gran Bretaña descansa en el “board” de Ofgem para la dirección estratégica y la supervisión general de la organización. Esta junta tiene el mandato de asegurar que Ofgem cumpla con su función reguladora de manera independiente y eficaz.
A diferencia de los Directorios del ENARGAS y el ENRE (todos ellos miembros “ejecutivos” según la definición del regulador británico), el “board” de Ofgem cuenta con miembros “ejecutivos” y “no-ejecutivos” que difieren en sus roles, responsabilidades y funciones de gobernanza dentro de la organización. Las principales diferencias son las siguientes:
Operativo vs. Gobernanza: los miembros “ejecutivos” participan en la gestión de la organización y la toma de decisiones, mientras que los miembros “no ejecutivos” se centran en la gobernanza y la supervisión.
Responsabilidad: Los “ejecutivos” son responsables de las operaciones diarias y del cumplimiento de los objetivos de Ofgem, mientras que los “no ejecutivos” exigen que los ejecutivos rindan cuentas y garantizan que la organización se gestione adecuadamente.
Independencia: Se espera que los miembros “no ejecutivos” sean independientes del equipo “ejecutivo” y aporten una perspectiva objetiva y externa a la toma de decisiones.
Ejemplos: Los miembros “ejecutivos” son el presidente, los directores y otros gerentes con responsabilidad por la operación de la organización. Los directores “no ejecutivos” pueden provenir de varios sectores externos al ente regulador (abogados, empresarios, expertos en energía, académicos, finanzas, derechos de los usuarios o en políticas públicas).
Es decir, que existe un control estratégico de los Entes Reguladores por un “board” de figuras destacadas del sector energético, intentando mitigar los riesgos de la “captura del regulador” por parte de las empresas reguladas.
El Ofgem cuenta con 1340 empleados (la suma de Enargas y Enre es de 726 +397 = 1123 empleados). Los gastos administrativos sin contar los programas especiales alcanzan los 160 MMUSD 4(la suma del Enargas y Enre es de 64.8 + 16.5 = 81.3 MMUSD).
Otra característica esencial del Ofgem es que las distintas direcciones del organismo no se dividen por sectores de gas y electricidad sino que trabajan ambos sectores en forma conjunta, como por ejemplo la Dirección de Mercados de Gas y Electricidad, la Dirección de Regulación de Redes de Gas y Electricidad, la Dirección de Energía Sostenible y Descarbonización, la Dirección de Política y Estrategia, la Dirección de protección al consumidor, la Dirección de evaluación económica y tarifas y la Dirección de Asuntos Legales, etc.
Teniendo en cuenta que en la Argentina los reguladores de gas y electricidad han funcionado con poca o nula interacción, la experiencia en el tratamiento conjunto de ambas regulaciones del Ofgem resultaría de suma importancia para el diseño y la implementación del Ente Único en Argentina.
El objetivo principal de la unificación de los entes no es, o no debería ser, la reducción de costos sino ampliar el conocimiento integral en los funcionarios y el personal de dos sectores fuertemente interrelacionados que han sido históricamente disgregados, el desarrollo de regulaciones que incentiven la inversión privada optimizada en ambos sistemas y la búsqueda de soluciones conjuntas para la mejora del medio ambiente, la transición energética y la accesibilidad de toda la población a un abastecimiento energético seguro y confiable.
Circuito de resoluciones y audiencias. Reemplazo de la audiencia pública por un sistema de consultas
En Gran Bretaña, el Ofgem ha hecho un cambio importante en la manera en que se lleva a cabo la consulta y participación pública en sus decisiones regulatorias. La audiencia pública tradicional ha sido reemplazada en gran medida por un sistema de consultas escritas. Este cambio responde a la necesidad de hacer el proceso más accesible, transparente y eficiente en un contexto moderno de gobernanza.
El cambio de Ofgem hacia un sistema de consultas escritas en lugar de audiencias públicas refleja una modernización de los procesos regulatorios, adaptándose a las demandas de eficiencia, inclusión y flexibilidad del mundo actual. Aunque esta metodología tiene ventajas claras, como un acceso más amplio y un proceso más eficiente, también requiere que Ofgem asegure que los mecanismos de participación sean accesibles para todos los interesados y que se mantenga la calidad de la interacción y el debate sobre temas clave.
También en este aspecto, la experiencia del Ofgem puede ser muy valiosa para la nueva regulación del Ente Único en Argentina. Un análisis del funcionamiento del sistema de consultas en Gran Bretaña, incluyendo algunos ejemplos. La evaluación de las ventajas y desventajas detectadas en la aplicación del sistema serían de gran utilidad para el rediseño del sistema de audiencias públicas del sistema energético que en Argentina ha demostrado no pocos problemas y debilidades.
En muchos casos, las audiencias públicas fueron calificadas como una mera formalidad, dado el carácter discursivo de muchas intervenciones dirigidas a su propia audiencia, sin aportar datos concretos significativos que pudieran ser tomados por los Entes para la revisión de las propuestas técnicas presentadas. En la opinión de no pocos actores del sistema, un sistema de consultas y propuestas escritas, las discusiones subsiguientes y la explicación detallada de las resoluciones, podría ser una mejora significativa sobre el sistema de audiencias públicas actual. La forma de instrumentación del sistema de audiencias públicas, con una gran cantidad de presentaciones cortas (en muchos casos con más contenido político que técnico), dificultó también la participación y discusión por parte de expertos independientes y académicos en los temas presentados.
El aporte de la experiencia del Ofgem en el reemplazo de las audiencias públicas por un sistema de consultas, podría evitar estos u otros tipos de errores o desnaturalizaciones para la instrumentación de un sistema más eficaz de participación y observación y control ciudadana de las decisiones del nuevo ente regulador.
Innovación: medidores inteligentes, generación distribuida y movilidad eléctrica
Mientras que en Argentina la instalación de medidores inteligentes prácticamente aún no ha comenzado, Gran Bretaña, a partir de un programa diseñado en el año 2011, lleva instalado a fines del 2023 unos 28 millones de medidores inteligentes en viviendas y pequeños comercios (aproximadamente el 85% del total de usuarios). El estudio de la experiencia de Gran Bretaña en los planes de instalación, financiamiento y tecnología de medidores inteligentes puede ser de gran relevancia para su implementación en Argentina.
Mientras que la presencia significativa de la generación distribuida y la movilidad eléctrica tampoco se ha iniciado en Argentina, su planificación y desarrollo en Europa y en Gran Bretaña se encuentra actualmente en un estado relativamente avanzado. En la Fig. 8 se muestra esquemáticamente el rol de los mercados con flexibilidad distribuida de acuerdo con información del Ofgem. El aumento de la disponibilidad de energía eólica y solar no despachada y el enorme incremento de la demanda de electricidad por su uso en automóviles y calefacción en Gran Bretaña cambiarán drásticamente las características del despacho eléctrico. La flexibilidad es esencial en el futuro para contar con un sistema eléctrico de bajo costo, para lo cual se requiere desarrollar la infraestructura que permita mantener el sistema seguro y resiliente.
La consideración del camino recorrido por Gran Bretaña en estos temas permitiría anticipar un desarrollo armónico y previsible de los grandes cambios que ocurrirán en el sistema eléctrico argentino en los próximos años.
Aplicación del sistema tarifario de transporte “Entry-exit” de Gran Bretaña a la red natural troncal de la Argentina
Luego de 25 años de cambios físicos en el abastecimiento de gas natural en Argentina (introducción del GNL, desaparición de las importaciones de Bolivia y disminución al mínimo de la producción en la cuenca Norte, irrupción del gas de Vaca Muerta llevando a la cuenca neuquina a concentrar el 80% de la producción de gas natural del país), el sistema regulatorio y tarifario de transporte en Argentina ha quedado completamente desactualizado.
Recientemente el ENARGAS ha mencionado la intensión de reemplazar el sistema tarifario de transporte de gas actual en Argentina, basado en tarifas por zonas (es decir, por distancias), por el sistema “entry-exit” utilizado en Gran Bretaña desde hace ya varios años. Ambos sistemas tienen como función la asignación de los costos de transporte.
En los sistemas por zonas, la tarifa de transporte se basa en la relación media existente entre volúmenes de capacidad de transporte y distancia (m3/km), es decir la tarifa se determina por tramo en base a la distancia entre punto de entrada y punto de salida del gas. En un sistema de entrada-salida, por su parte, se requiere un mecanismo de asignación de costos a una localización específica, por ejemplo un punto de salida del gasoducto, sin conocer de antemano desde que punto de entrada fluye el gas a ese punto de salida.
La llamada tarifa postal (es decir tarifa única para todo el sistema) es un caso extremo de sistema de entrada-salida con zona única como punto de entrada y de salida. De esa manera, los usuarios que transportan gas a grandes distancias se ven relativamente favorecidos en los sistemas postales en relación con los sistemas con tarifas por distancias.
Las tarifas entrada-salida tienden a tener un impacto intermedio en relación con la distancia entre la tarifa postal y la tarifa por distancia. La experiencia británica en esta modalidad tarifaria puede ser de gran ayuda en el proceso de modelización de distintas alternativas adaptadas a las particularidades y diferencias en el sistema argentino, en la aplicación del sistema con tarifas diferenciadas para los mercados internos y de exportación, en la incorporación del factor de carga y en la comprensión y simplificación de algunas propuestas de aplicación del sistema de entrada-salida presentadas para su aplicación en Argentina.
Aplicación en argentina de la actual regulación británica, RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Output)
En la década del 90, se produjo la privatización y desregulación del sistema argentino de gas y electricidad siguiendo la regulación británica ocurrida pocos años antes. En particular, Argentina adoptó el sistema por incentivos “RPI-X” o “Price cap” introducido por Gran Bretaña en 1990.
El desarrollo posterior en el sistema británico conocido como RIIO, considerado actualmente el sistema regulatorio basado en el desempeño más desarrollado en el mundo, fue introducido en Gran Bretaña en 2013. Por el contrario, en Argentina una consecuencia de la profunda crisis económica del 2001 fue el apartamiento del sistema regulatorio vigente en gas y electricidad que fue reemplazado por un conjunto de resoluciones y decretos que desnaturalizaron el sistema original y que todavía actualmente constituyen un sistema desadaptado y relativamente incoherente.
Ante la necesidad de modernizar significativamente la regulación, una opción que Argentina podría evaluar es la modernización del sistema regulatorio en base al RIIO, cuyo propósito es recompensar utilidades a partir del cumplimiento de objetivos.
Como se muestra en la Fig. 9, el nombre RIIO proviene de las siglas en inglés (Revenue, Incentives, Innovation y Outputs – Ingresos, Incentivos, Innovación y Resultados). Conceptualmente significa que los ingresos de las empresas reguladas provienen de: a) incentivos para que la empresa presente planes de negocios ambiciosos para la mejora de su eficiencia y sus servicios, b) financiamiento para la innovación, planes piloto y ensayos de nuevas tecnologías y c) la recuperación de sus costos operativos y remuneración de su base tarifaria como ocurre actualmente en la regulación tradicional.
Régimen de incentivos para la inversión privada en los sistemas de gas y electricidad
Como se muestra en la Fig. 10, Gran Bretaña prevé un enorme crecimiento de su infraestructura eléctrica en los próximos años. Para el 2035, dentro de solo 10 años, prevé incrementos del 400% en la generación eólica y solar, 600% de incremento en conexiones al sistema y en la capacidad de almacenamiento eléctrico, 600% de aumento en la red de trasmisión y distribución eléctrica. Para ello, Gran Bretaña está estudiando un marco regulatorio de “Inversión Estratégica Acelerada en Transmisión” por valor de más de 25,000 MMUSD en redes troncales y de 30,000 MMUSD en redes de distribución, con un impacto significativo en las tarifas asociadas.
Por su parte, Argentina también requiere significativas inversiones en su red de transporte troncal de electricidad para la introducción de energías renovables y la eliminación de cuellos de botella en el gran Buenos Aires. Las mayores distancias en el sistema argentino significan una dificultad y un costo adicional. También las redes de distribución de electricidad deberán recibir inversiones significativas en el corto plazo para evitar los cortes del servicio, especialmente durante el verano.
La experiencia de Gran Bretaña para la planificación de estas inversiones, su optimización y formas de financiamiento por parte de la inversión privada podrían contribuir a resolver esta problemática en la Argentina.
Ofgem y la influencia de la agenda del “Net zero” de emisiones
La organización del Ofgem está diseñada para garantizar que la regulación de los mercados de energía en Gran Bretaña se lleve a cabo de manera efectiva, transparente y en beneficio de los consumidores, y al mismo tiempo y en forma prioritaria, para apoyar la transición hacia un sistema energético de bajas emisiones de carbono.
En la Fig. 11 se muestra el compromiso del Reino Unido para alcanzar “net zero” en el 2050. Este compromiso incluye la decisión estratégica de utilizar hidrógeno para la calefacción residencial (2026), la instalación de 600,000 bombas de calor por año (2028), la prohibición de la venta de nuevos autos a combustibles fósiles (2030), la incorporación de 55 GW de energía eólica off-shore (2030), la producción de 10 GW de hidrógeno de bajas emisiones (2030), la prohibición de calderas a gas (2035) y la instalación de 70 GW de energía solar (2035). Con estas y otras medidas, se espera alcanzar la meta “net zero” en el Reino Unido en el 2050.
Si bien Argentina no se ha propuesto metas tan ambiciosas, la preparación de una normativa asociada a la transición energética será un requerimiento que Argentina deberá cumplir en el futuro para su admisión a la OCDE, tal cual ha solicitado y reafirmado recientemente el gobierno actual.
También el conocimiento y la adaptación a la regulación británica y europea es especialmente necesaria en Argentina para la producción y exportación de productos de hidrógeno verde, ya que Argentina es considerada un actor significativo en el futuro mercado global de productos de hidrógeno y combustibles sintéticos, particularmente para el mercado europeo.
Recientemente el gobierno británico ha establecido regulaciones adicionales e incentivos financieros para la producción y utilización del hidrógeno, así como para la construcción de nuevas plantas de digestión anaeróbicas destinadas a la incorporación de biometano a la red de gas natural. El Ofgem, a su vez, ha desarrollado regulaciones para facilitar la incorporación del “gas verde” y el hidrógeno a la red de gas natural. En Argentina, actualmente el ENARGAS está incentivando la introducción del biometano en la red de gas natural considerando especialmente el potencial agropecuario para la generación de biogás de la Argentina, y su posterior conversión a biometano. El análisis de la experiencia británica y europea ayudaría a acortar los tiempos de implementación por parte del nuevo Ente Regulador de las medidas necesarias para el desarrollo de estas actividades.
Conclusiones y recomendaciones
La regulación argentina de gas y electricidad tiene sus orígenes en la regulación británica de los años 90. Una consecuencia de la profunda crisis económica del 2001 fue el apartamiento del sistema regulatorio vigente en gas y electricidad que fue reemplazado por un conjunto de resoluciones y decretos que desnaturalizaron el sistema original.
La Ley Bases y otras complementarias del nuevo gobierno argentino constituyen una oportunidad para modernizar el sistema argentino de gas y electricidad. De lo analizado en este informe se desprende que existen varios aspectos donde la experiencia de Ofgem en las reformas regulatorias producidas en Gran Bretaña en la segunda década del siglo XXI serían de gran utilidad para la Argentina. En este sentido, se recomienda analizar especialmente al menos, los siguientes aspectos:
Organización del nuevo Ente Único de gas y electricidad en Argentina. La ley Bases en su artículo 161, establece la creación de un Ente Único de gas y electricidad, tal cual tiene Gran Bretaña desde hace muchísimos años. La tendencia a formar el nuevo Ente simplemente como una yustaposción de los anteriores debe ser evitada dada la necesidad de ampliar el conocimiento integral en los funcionarios y el personal de dos sectores fuertemente interrelacionados y que han sido históricamente disgregados. Una mirada a la gobernanza del Ofgem puede ayudar a una mejor conformación, organización y control del nuevo ente regulador en Argentina.
Reemplazo de la Audiencia Pública por un sistema de Consultas. Como también ha ocurrido en otros países, el sistema de Audiencias Públicas en del sistema energético que en Argentina ha demostrado no pocos problemas y debilidades. Hace ya varios años que el Ofgem ha reemplazado las audiencias públicas por un sistema de consultas. Este sistema podría ser adaptado por el nuevo Ente Único a la Argentina, para alcanzar un sistema más eficaz de participación y observación ciudadana de las decisiones regulatorias.
Innovación: Medidores inteligentes, generación distribuida y movilidad eléctrica. Mientras que en Argentina la incorporación de medidores inteligentes, la generación distribuida y la movilidad eléctrica se encuentran prácticamente en un estado embrionario, Gran Bretaña ha realizado avances notables en la última década. La experiencia de Gran Bretaña y otros países europeos en los planes de instalación, financiamiento y tecnología puede ser de gran relevancia para la implementación de estos avances en Argentina.
Aplicación del sistema tarifario de transporte “entry-exit” de Gran Bretaña a la red de gas natural troncal de la Argentina. Recientemente el ENARGAS ha mencionado la intensión de reemplazar el sistema tarifario de transporte de gas actual en Argentina, basado en tarifas por zonas (es decir, por distancias), por el sistema “entry-exit” utilizado en Gran Bretaña desde hace ya varios años. Ambos sistemas tienen como función la asignación de los costos de transporte. La experiencia británica en esta modalidad tarifaria pude ser de gran ayuda en el proceso de modelización de distintas alternativas adaptadas a las particularidades y diferencias en el sistema argentino, en la aplicación del sistema con tarifas diferenciadas para los mercados internos y de exportación, en la incorporación del factor de carga, y en la comprensión y simplificación de algunas propuestas de aplicación del sistema de entrada-salida presentadas para su aplicación en Argentina.
Posible aplicación en Argentina de la actual regulación británica, RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Output). Ante la necesidad de modernizar significativamente la regulación, una opción que Argentina podría evaluar es la modernización del sistema regulatorio en base al RIIO, cuyo propósito es recompensar utilidades a partir del cumplimiento de objetivos. Por sus siglas en inglés (RIIO – Ingresos, Incentivos, Innovación y Resultados) significa conceptualmente que los ingresos de las empresas reguladas provienen de: a) incentivos para que la empresa presente planes de negocios ambiciosos para la mejora de su eficiencia y sus servicios, b) financiamiento para la innovación, planes piloto y ensayos de nuevas tecnologías y c) la recuperación de sus costos operativos y remuneración de su base tarifaria como ocurre actualmente en la regulación tradicional.
Admisión de Argentina a la OCDE y Transición Energética. El Reino Unido tiene un ambicioso programa para alcanzar el “net-zero” en el 2050. El nuevo Ente Único deberá preparar la normativa asociada a la transición energética, lo cual será un requerimiento que Argentina deberá cumplir para su admisión a la OCDE, tal cual ha solicitado recientemente el gobierno actual. También el conocimiento y la adaptación a la regulación británica y europea es especialmente necesaria en Argentina para la producción y exportación de productos de hidrógeno verde, ya que Argentina es considerada un actor significativo en el futuro mercado global de productos de hidrógeno y combustibles sintéticos, particularmente para el mercado europeo. El desarrollo del biometano y su incorporación a la red de gas natural estará también entre las regulaciones que deberá implementar el nuevo ente regulador de Argentina.
(*) Vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA / Presidente del Ceare – UBA
Nota: Las opiniones vertidas en este trabajo solo responden al autor y no necesariamente reflejan las del Ofgem, las autoridades nacionales o los editores.
Calculado en base a los datos en pesos de la ejecución presupuestaria 2023 del Informe Anual 2023 del ENARGAS y el dólar oficial del Banco Central promedio anual del año 2023 (293 $/USD). ︎
Calculado en base a los datos en pesos de la ejecución presupuestaria 2023 del Informe Anual del ENRE y el dólar oficial del Banco Central promedio anual del año 2023 (293 $/USD). ︎
Tanto los datos de personal como los gastos administrativos fueron obtenidos de “Ofgem – Annual Report and Accounts 2022-23” considerando 1.26 USD/libra esterlina. ︎
La demanda de energía eléctrica subió en noviembre 0,2 % interanual, y alcanzó los 11.064,9 GWh a nivel nacional, en comparación con el mismo mes del año 2023. Se trata del sexto ascenso del año 2024, pese a que en 11 meses se registra una baja acumulada de -0,3 %, indicó el informe periódico de la fundación Fundelec.
En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una caída en la demanda de – 0,3 %; y, en todo el país descendieron los consumos residenciales y comerciales, mientras los industriales aumentaron levemente.
DATOS DE NOVIEMBRE 2024
En noviembre de 2024 la demanda neta total del MEM fue de 11.064,9 GWh; mientras que en el mismo mes del 2023 había sido de 11.040,7 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 0,2 por ciento.
En noviembre, existió un crecimiento intermensual del 3,6 % respecto de octubre de 2024, cuando alcanzó los 10.678,8 GWh, uno de los tres meses con menor consumo de energía en el año.
Además, se registró una potencia máxima de 22.856 MW, el 15 de noviembre de 2024 a las 15:29, lejos del récord histórico de 29.653 MW, registrado en febrero de 2024.
En cuanto a la demanda residencial de noviembre, representó el 44 % del total país, con una caída de -0,4 % respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial descendió apenas -0,2 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó un 27 %, con una suba en el mes del orden del 1,5 por ciento, aproximadamente.
EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda de electricidad registró en los últimos doce meses (incluido noviembre de 2024): 6 meses de baja, (diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; marzo, -14,6 %; abril, -0,4 %; junio, – 7 %; y septiembre de 2024, -6,6 %) y 6 meses de suba (febrero de 2024, 7,9 %; mayo, 12,9 %; julio, 6 %; agosto, 3,5 %; octubre, 2,2 %; y noviembre de 2024, 0,2 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja del -1,2 por ciento.
Además, los registros anteriores muestran que el consumo de diciembre de 2023 llegó a los 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero, 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; abril, 10.000,2 GWh; mayo, 12.209,5 GWh; junio, 11.223,6 GWh; julio, 13.226,3 GWh; agosto, 12.171,4 GWh; septiembre, 10.237,1 GWh; octubre, 10.678,8 GWh: y noviembre de 2024 alcanzó los 11.064,9 GWh.
CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en noviembre, fueron 20 las provincias y/o empresas que registraron descensos: Jujuy (- 14 %), Tucumán y Salta (-7 %), San Luis y EDELAP (-4 %), Santiago del Estero (-3 %), Catamarca y EDEA (-2 %), Córdoba, Chaco, Entre Ríos, Formosa y Mendoza, La Pampa, Río Negro, Santa Cruz, Santa Fe y EDES (-1 %), entre otros.
Por su parte, 6 provincias presentaron ascensos en el consumo: Misiones (41 %), Chubut (17 %), Neuquén ( 9 %), Corrientes (6 %), San Juan (3 %) y EDEN (1 %). En tanto, La Rioja mantuvo el mismo nivel de demanda que igual mes del año anterior.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 30 % del consumo total del país, registraron un descenso conjunto de -0,3 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -0,4 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió un -0,2 por ciento.
TEMPERATURA Al considerar las temperaturas, el mes de noviembre de 2024 fue más caluroso en comparación con noviembre de 2023. La temperatura media fue de 22.4 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 21.2 °C, y la histórica es de 20.4 °C.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica). En noviembre último la generación hidráulica se ubicó en los 2.648 GWh, lo que representa una variación del -30 % respecto a 2023.
La potencia instalada es de 43.148 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 37 % de origen renovable (alternativa e hidráulica). Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.
Así, en noviembre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 51,35 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 22,75 % de la energía demandada, las nucleares proveyeron 3,45 % y las generadoras de fuentes alternativas 19,33 % del total. Por otra parte, la importación representó el 3,12 % de la demanda satisfecha.
El gas ruso provisto por Gazprom dejó de fluir a través de Ucrania desde 1 de enero, al caerse el acuerdo de suministro firmado en 2019. Después de 33 años la Unión Europea deja de recibir el gas barato. Una decisión tomada por la UE pero que no es acompañada por todos los países del bloque.
Gazprom explicó que la decisión se tomó “en relación con la negativa reiterada y explícitamente expresada por la parte ucraniana” de prorrogar los acuerdos bilaterales.
A su vez, el Ministerio de Energía ucraniano calificó la situación actual de “acontecimiento histórico”. El organismo escribió en una publicación en sus redes sociales que la medida se toma “en interés de la seguridad nacional”.Moldavia que no es miembro del bloque es uno de los países más afectados y tendrá que reducir su consumo de gas en un tercio. La noticia ha afectado a Transnistria, una república moldava autoproclamada donde ya se cortó la calefacción y el agua caliente. Rusia sigue exportando gas a través del gasoducto TurkStream, por el mar Negro.
La UE redujo fuertemente las importaciones de gas desde Rusia desde el inicio del conflicto con Ucrania en febrero de 2022, sin embargo son varios los estados que dependen de los suministros.
El gas ruso representó menos del 10% de las importaciones europeas en 2023 y, desde el 2021 fue del 40%, Eslovaquia, Italia, Hungría y Austria siguieron importando gas ruso generando tensiones políticas con los países más duros con Moscú Vladímir Zelenski ha declarado en más de una ocasión que Ucrania no prorrogaría el contrato de tránsito de gas ruso por su territorio y que no permitiría que Rusia “gane miles de millones adicionales” a pesar de que Kiev resignará entre 700 y 800 millones de dólares anuales en concepto de peaje,.
Los entes nacionales reguladores de la electricidad, ENRE, y del gas, ENARSA, publicaron en el último día del año sendas series de resoluciones que disponen subas en las tarifas de transporte, y de distribución domiciliaria de ambos servicios, los cuales se aplicarán desde el 1 de enero de 2025, de acuerdo con lo dispuesto por el Ministerio de Economía. Dicha cartera calcula que la tarifa al usuario se ajustará en promedio 1,6 por ciento.
Se trata de “tarifas de transición” que se actualizarán mes a mes en porcentajes que buscan asimilarse a la inflación, al tiempo que el gobierno seguirá reduciendo los subsidios con el objetivo de eliminarlos casi totalmente.
Sólo subsistirán parcialmente para los sectores de bajos ingresos actualmente identificados por el Nivel 2 del esquema diseñado por el gobierno anterior. Dicho esquema será reemplazado entonces por otro focalizado y reducido.
El ENRE publicó en el Boletín Oficial las resoluciones 1060 y 1061/2024 por las cuales activa para las distribuidoras Edesur y Edenor un incremento en el VAD de 4 %, que para los usuarios residenciales N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios) se calcularán con una bonificación parcial hasta un límite de consumo, ya que lo que exceda dicho límite será cobrado con tarifa plena, tal como ocurre con los usuarios categorizados en el Nivel 1 (altos ingresos).
Los consumos bonificados serán hasta 350 kWh/mes para los usuarios N2, y 250 kWh/mes para los categorizados en el N3.
A partir de las CERO HORAS (00:00 h) del 1 de enero de 2025, el valor de la tarifa media de Edesur asciende a 108,526 $/kWh. y la de Edenor en $ 113,878.
También se actualizan los valores del Precio Estacional de la Energía (PEE) , y del POTREF (potencia), siguiendo el mismo criterio de bonificación parcial para los N2 y N3, y las tarifas para los usuarios generales P, en hasta el 2,2 por ciento.
Las mismas resoluciones incluyen la actualización en las tarifas de electricidad que pagan los clubes de barrio y del pueblo, asimilándolas a las que se aplican para el nivel N2 de los residenciales.
El ENRE oficializó además las resoluciones 1062 a 1069 que establecieron nuevos Valores Horarios a aplicar al Equipamiento Regulado, Remuneración por Conexión, por Capacidad de Transporte, y por la Operación y Mantenimiento de la red en los casos de las transportadoras Distrocuyo, EPEN, TRANSPA, TRANSENER, TRANSBA, TRANSNOA, TRANSNEA, y TRANSCOMAHUE.
GAS POR REDES
En lo que respecta al ENARGAS, oficializó la serie de resoluciones 907 a 925/2024.
Desde la 907 hasta la 915 fijaron nuevos cuadros tarifarios de transición para el Transporte Firme, y el Transporte Interrumpible de gas a cargo de las empresas Gasoducto Gas Andes, Gas Link, ENEL Generación Chile (sucursal Argentina), Refinería del Norte, Transportadora Gas del Mercosur, Gasoducto Norandino, ENARSA, TGN, y TGS.
Desde las resoluciones 916 hasta la 925, se establecieron nuevos cuadros tarifarios con una suba de 2,5 % a partir de enero para las distribuidoras Naturgy, Naturgy NOA, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi gas del Sur, Distribuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro, MetroGas, Litoral Gas, Gas NEA y Redengas.
A modo de referencia, cabe consignar que para un usuario residencial R2 3 en Capital Federal servido por MetroGas, el nuevo Cargo Fijo en pesos por mes es de $ 11.855,68, en tanto que el Cargo por M3 de consumo es de $ 196,74. Si el usuario de esa misma categoría reside en Gran Buenos Aires el nuevo Cargo Fijo es de $ 10.627,91, siendo el Cargo por M3 de consumo también de 196,74 pesos.
A través de otra resolución (930/2024) el ENARGAS habilitó la feria administrativa de enero para avanzar en el proceso de Revisión Tarifaria que esta en curso, y que Economía quisiera tener resuelto en el primer cuatrimestre del año.
El Mercado Electrónico del gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por ENARSA para el aprovisionamiento firme de gas natural a ANCAP (Uruguay) para el período enero–abril 2025.
Resultó asignada la oferta de un productor por un volumen diario de 350.000 m3. El precio fue de 5,0126 USD/MMBTU en GBA.
La Asociación Argentina de Ingenieros Químicos (AAIQ) realizó la asamblea ordinaria de socios y anunció la elección del Ing. Néstor Farías Bouvier (CEO de SAPIN S.A. Business Consultants) como nuevo presidente de la institución por el próximo período.
La elección se enmarca en un proceso participativo, consolidando el compromiso de la AAIQ con la representación de los ingenieros químicos a nivel nacional y su misión de promover el desarrollo profesional, académico y científico de la disciplina.
Durante dicho encuentro se trataron importantes temas para el desarrollo de la institución y se ratificó la elección de las nuevas autoridades que conducirán la entidad.
Farías Bouvier expresó su agradecimiento por la confianza depositada en su persona y destacó que, durante su mandato, trabajará para fortalecer los lazos entre los profesionales del sector, fomentar la actualización tecnológica, y continuar con la promoción de la ingeniería química como un pilar clave para el desarrollo industrial y científico del país.
La nueva Comisión Directiva que está presidida por el Ing. Farías Bouvier, quien asume el cargo para el período 2025-2026, cuenta con un fuerte compromiso en el crecimiento y la mejora continua del sector, y es un destacado empresario con trayectoria en los sectores privado y público, con un papel relevante en el desarrollo industrial, particularmente en el petroquímico.
Entre su trayectoria se destaca: en el sector privado fue presidente y CEO de Petroquímica Bahía Blanca (en la actualidad Dow) y Coordinador General por el Ministerio de Defensa para la finalización de las plantas del downstream del Polo PBB y la ampliación de la capacidad de producir etileno con ingeniería y dirección del proyecto por la propia empresa.
En la función pública fue secretario de Industria de la Nación en 1985 y asesor del jefe de Gabinete de ministros Rodolfo Terragno para el Plan del Bicentenario.
El nuevo vicepresidente, Ing. Jorge de Zavaleta, es referente en la industria petroquímica, con más de 37 años en el sector químico-petroquímico en Dow Chemical, ocupando puestos gerenciales y ejecutivos en áreas de producción, R&D, supply chain y comercial. Actualmente y desde 2015 es director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de Argentina (CIQyP®).
Además, como parte de la comisión directiva de la AAIQ,participan como directores titulares el Ing. Antonio Boustani, empresario en el sector alimenticio y ex subsecretario de Pymes, y el Ing. Héctor Ostrovsky, de amplia experiencia en la dirección, en Techint, de proyectos locales e internacionales y actual Consultor Sr de Techint.
También, fue elegida como secretaria de la AAIQ, la Ing. Graciela González Rosas, que aporta una extensa trayectoria en la profesión por su paso como ex directora ejecutiva de APLA (Asociación Petroquímica Latinoamericana) y de amplia experiencia en la Industria Química y Petroquímica. Asimismo, fue primera coordinadora de la Red de Diversidad e Inclusión en la Industria Química.
Como director suplente, el Ing. Lucas Bruera, responsable de RRII de la UNL – Facultad de Ingeniería Química (FIQ) Santa Fe, e aportará a las relaciones de la entidad con las principales facultades de ingeniería química.
En este sentido, es fundamental continuar y fortalecer la presencia internacional alcanzada gracias al sólido trabajo realizado por la Comisión Directiva anterior. En 2023, bajo la presidencia del Ing. Oscar Pagola y la participación del Ing. Rubén Maltese, como director de actividades, se logró la realización del Congreso Mundial y Americano de Ingenieros Químicos. Este reconocimiento resalta la relevancia del legado de sus predecesores, quienes establecieron las bases para consolidar y ampliar la presencia internacional alcanzada.
La Secretaría de Energía estableció, a través de la resolución 602/2024, un nuevo precio para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a ser trasladados a los usuarios finales para los consumos de gas realizados a partir de enero de 2025.
Se trata de un precio fijado en dólares, se aplica a los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes que forman parte del Plan Gas.AR. El Ministerio de Economía dispuso que se incremente en el 2.5 % las tarifas de transporte y distribución de gas natural.
Se trata de ajustes en las tarifas que procuran asimilarse a la variación mensual general de precios al consumidor, y evitar así su retraso, sostiene Economía.
Las empresas productoras y las distribuidoras y/o subdistribuidoras de gas natural por redes que hayan celebrado contratos o acuerdos de abastecimiento en el marco del Plan Gas.Ar deberán, en el plazo de CINCO (5) días corridos desde la publicación de la resolución, o el día hábil siguiente, adecuar los cuadros tarifarios a dichos precios.
A modo de referencia cabe señalar que el nuevo precio del gas PIST para todas las categorías de usuarios residenciales y del servicio general P en el área a cargo de la distribuidora Naturgy Ban (Buenos Aires Norte) es de 3,128 dólares por millón de BTU, y en el caso del área a cargo de MetroGas (Capital Federal y Buenos Aires) es de 3,085 dólares el MBTU.
Energía instruyó al ENARGAS a que disponga las medidas necesarias a fin de que las facturas que emitan las prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución de gas por redes de todo el país reflejen el precio de gas en el PIST establecido y, en los casos que corresponda, las bonificaciones establecidas por la Resolución 91/2024 de la Secretaría de Energía.
Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 (ingresos bajos), se aplica la bonificación establecida por la Secretaria de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/24 al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere.
Para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 3, (Ingresos medios), se aplica la bonificación establecida por la Secretaria de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/24 al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere.
Se establecieron entonces nuevos topes de consumo máximos subsidiados para N2 y N3, corrigiendo así un defecto del régimen anterior que alentaba el consumo ilimitado. Los excedentes se pagarán a precio o tarifa plena, es decir, sin subsidio.
El Decreto N° 465/24 estableció, además, un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados en usuarios vulnerables que se extendería desde el 1º de junio hasta el 30 de noviembre de 2024, el que podría ser prorrogado por única vez por un plazo de SEIS (6) meses. En tal sentido, Energía dispuso en noviembre una prórroga hasta julio de 2005.
Bonificaciones sobre el PIST
La Resolución 91/2024 estableció que “Durante el Período de Transición, para los consumos de gas natural por red, se extienden a los usuarios incluidos en el Nivel 2, los topes de consumo establecidos para los usuarios del Nivel 3 en la Resolución 686/2022 de la S.E. (“consumo base”). Los consumos realizados por encima de los “consumos base” se considerarán “consumos excedentes” a los efectos de la bonificación a aplicar al componente Energía que será trasladado a las tarifas.
Entonces, durante el Período de Transición el precio de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a trasladar a las tarifas finales tendrá las siguientes bonificaciones:
a) Los consumos de los usuarios del Nivel 1 serán valorizados conforme se establezca en la correspondiente resolución de fijación del precio de gas en el PIST, sin bonificación.
b) Los consumos base de los usuarios del Nivel 2 tendrán una bonificación del SESENTA Y CUATRO POR CIENTO (64%) del precio de gas en el PIST correspondiente al Nivel 1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 2 será valorizado al precio de gas en el PIST, sin bonificación.
El consumo excedente de los usuarios del Nivel 2 abastecidos por CAMUZZI GAS DEL SUR S.A tendrá una bonificación del VEINTICUATRO POR CIENTO (24%) del precio de gas en el PIST correspondiente al Nivel 1.
c) Los consumos base de los usuarios del Nivel 3 tendrán una bonificación del CINCUENTA Y CINCO POR CIENTO (55%) del precio de gas en el PIST correspondiente al Nivel 1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 3 será valorizado al precio de gas en el PIST, sin bonificación.
Durante el Período de Transición, y en la elaboración de los cuadros tarifarios correspondientes, Respecto de las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, se aplican las bonificaciones al precio de gas natural correspondientes al consumo base de los usuarios residenciales del Nivel 2 para el total del volumen consumido.
La transición energética redefine el futuro global como una nueva revolución industrial, impulsada por la necesidad de reducir emisiones de GEI. Este proceso, complejo y desigual, combina avances tecnológicos, políticas públicas y cooperación internacional para transformar el sistema energético
Impulsada por la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), la transición energética se ha convertido en la actualidad en uno de los mayores desafíos globales.
En los últimos años, el sector energético, responsable de una gran parte de las emisiones de GEI, se encuentra en plena transformación de la mano de una vibrante nueva revolución industrial en ciernes.
Esta transformación implica una disminución en el uso de combustibles fósiles, como el carbón, petróleo y gas, y la adopción creciente de energías bajas en emisiones como la solar y la eólica principalmente y, en menor medida, geotérmica, hidroeléctrica y nuclear. Sin embargo, la dinámica, trayectoria y velocidad de dicha transición no son ni fácilmente predecibles ni aun menos lineales. A continuación, se ofrecen algunos datos y reflexiones al respecto con el fin de profundizar el análisis.
En los escenarios del trabajo de Raimi et al. (2024), en el cual se analizan los resultados de las proyecciones a largo plazo sobre el sistema energético mundial que realizan múltiples organizaciones, la demanda actual de combustibles fósiles se estima en alrededor de 500 QBtu y, para el año 2050, en un rango variable entre 100 y 600 QBtu, lo que muestra las dificultades e incertidumbres subyacentes.
En la mayoría de los escenarios la demanda de combustibles fósiles alcanza su pico entre el año 2030 y 2040, aún en los realizados por compañías petroleras internacionales. Los escenarios de mayor ambición, donde la demanda de combustibles fósiles llega a 100 QBtu se desarrollan con premisas tecnológicas y geopolíticas bastante restrictivas y de incierta realización.
Aunque se hable de combustibles fósiles en su conjunto, cada uno está en un camino diferente hacia la disminución de su uso. El carbón, usado principalmente en la generación de energía eléctrica en China e India (70% de la demanda mundial), será el primer combustible para sustituir por las energías renovables. El petróleo, usado principalmente como combustible de transporte, enfrentará una reducción por la incorporación de vehículos eléctricos y políticas de eficiencia.
Por último, los análisis indican que el gas natural será el combustible fósil que más tardará en ser reemplazado, por ser el que menos emisiones genera de entre los fósiles y por su flexibilidad de su uso.
Las reducciones en el consumo de hidrocarburos mencionadas en los diferentes escenarios requieren de un crecimiento global sustancial de la demanda de electricidad de origen renovable. A nivel mundial se acordó triplicar la capacidad de generación renovable al año 2030, lo que implicaría una incorporación promedio de 800 GW anuales para llegar a los 11.000 GW de potencia renovable. En todos los escenarios las energías renovables crecen de manera muy marcada.
Las energías renovables han experimentado una notable reducción en sus costos, lo que ha favorecido su integración en las matrices eléctricas de muchos países. No obstante, los dos principales retos que afrontan siguen siendo, en primer lugar, la intermitencia de estas fuentes, que dificulta su capacidad para garantizar un suministro energético estable y, por otro lado, que no sean despachables.
Para hacer frente a estos desafíos, el desarrollo de sistemas avanzados de almacenamiento -como las baterías- y de gestión de la demanda, serán esenciales en los próximos años. La factibilidad técnica y la baja de costos serán los principales determinantes de la velocidad de la electrificación -a través de energías bajas en emisiones-, con la consecuente disminución en la importancia de los hidrocarburos.
El cambio estructural en las economías también juega un papel clave en esta transición. En general, a medida que los países se desarrollaban los sectores menos intensivos en energía, como los servicios, se vuelven más relevantes. Por ello, en esos países la intensidad energética, es decir, la demanda energética por unidad de producto tendía a disminuir.
Sin embargo, el avance de la digitalización y de la Inteligencia Artificial Generativa (IAG) está comenzando a cambiar las tendencias decrecientes de la demanda de energía, principalmente en los países desarrollados.
Morgan Stanley Research predice que la demanda de energía de la Inteligencia Artificial Generativa aumentará un 70% anualmente y la Agencia Internacional de Energía (IEA) estima que la demanda de energía de los centros de datos podría alcanzar entre 620 y 1050 TWh para 2026. Se descuenta que la mayor parte de este incremento en la demanda provendrá de tecnologías bajas en emisiones.
Sin embargo, mejoras en la eficiencia de la IAG y nuevos microprocesadores, podrían reducir el impacto de esta nueva demanda. Es importante señalar que la transición energética no es una receta única ni se desarrolla de manera uniforme en todo el mundo, depende fuertemente de las condiciones iniciales de cada país y región, y de su disponibilidad de recursos.
Por ello, se habla de transiciones energéticas en plural, con mayor énfasis luego del G20 de 2018 celebrado en Argentina. Los países desarrollados tienen una mayor capacidad para adoptar energías limpias, gracias a su infraestructura y acceso a tecnologías avanzadas, entre otros, por su abundante acceso al financiamiento y bajo costo de capital.
En cambio, muchas economías en desarrollo, a pesar de tener un gran potencial para las energías renovables, siguen dependiendo en gran medida de los combustibles fósiles debido a la falta de recursos para invertir en infraestructuras verdes. Por otro lado, mientras que los países desarrollados tienen altos ratios de energía per cápita, la cantidad de energía de fuentes fósiles que deben reemplazar es mucho mayor en términos absolutos que los países menos desarrollados.
Debido al desarrollo de nuevas fuentes energéticas y formas de consumir la energía, se estima que el crecimiento energético de los países en desarrollo no será lineal como en el pasado, sino que estará basado en una mejora en la eficiencia y aprovechamiento de esas fuentes, lo que redundará en menos demanda global agregada. Aun así, se espera que el crecimiento de la demanda energética mundial se centre en dichos países, por tener una fuerte demanda insatisfecha y por un aumento de la población y las condiciones de vida a largo plazo.
Se espera que la demanda de combustibles fósiles disminuya, pero siga teniendo relevancia a largo plazo. La permanencia de dicha demanda dependerá fuertemente de la dotación de recursos naturales de cada país, de su acceso a financiamiento y las proyecciones del precio de los energéticos a nivel internacional. Para garantizar que las emisiones de GEI se mantengan dentro de valores aceptados por la comunidad internacional, se deberán desarrollar tecnologías de captura y almacenamiento de carbono.
La adopción de tecnologías de bajas emisiones, tanto en oferta como demanda, son el producto de “políticas industriales verdes” por parte de los principales países o bloques de países del mundo. Para cumplimentar los compromisos asumidos de cara a la lucha contra el cambio climático, los gobiernos se han involucrado cada vez más en políticas industriales direccionadas a una variedad de problemas: la transición verde, la resiliencia de las cadenas de suministro, el desafío de los buenos empleos y la competencia geopolítica.
En los Estados Unidos, se destaca la Ley de Reducción de Inflación (IRA) que, a través de beneficios fiscales, créditos impositivos y otros tipos de incentivos industriales busca abordar la crisis climática y estimular la economía mediante la promoción de tecnologías limpias. Se proyecta que la energía eólica y solar podrían representar hasta el 59% de la generación eléctrica para 2050 en el escenario de alta adopción del IRA.
Además, también se proyecta un aumento en la producción de gas natural, debido a la demanda global y una aceleración en la adopción de vehículos eléctricos, principalmente a partir de 2030.
La Unión Europea se comprometió, a través del Pacto Verde Europeo a ser climáticamente neutra para 2050, reduciendo las emisiones netas de gases de efecto invernadero en al menos un 55% para 2030 en comparación con los niveles de 1990 (Objetivo 55). La principal preocupación de la Unión Europea es mantenerse en la carrera tecnológica y de productividad en relación con China y los Estados Unidos, y al mismo tiempo, mantenerse a la vanguardia en tecnologías de la transición, logrando seguridad energética y reduciendo la dependencia de terceros países.
China, principal consumidor de energía y emisor de GEI a escala mundial, también presenta políticas activas para acelerar su transición energética y consolidar su posición como potencia industrial. Para ello, en 2015 presentó su plan de desarrollo industrial “Made in China 2025” y en 2024 su “Libro Blanco de Transición Energética”, donde establece una hoja de ruta para alcanzar el pico de combustibles fósiles en 2030 y la neutralidad de carbono en 2060 a través de un despliegue masivo en tecnologías bajas en carbono, el desarrollo de vehículos eléctricos, almacenamiento energético y tecnologías de hidrógeno y políticas específicas para la mejora de la eficiencia energética y la reducción de la contaminación de origen industrial.
En resumen, la transición energética es un proceso complejo que requiere no solo de avances tecnológicos y reducciones de costos, sino también de políticas públicas ambiciosas que fomenten la inversión en energías limpias. Debe destacarse que las políticas industriales verdes implementadas por USA, Europa y China, tuvieron en su origen un objetivo climático de reducción de emisiones, pero hoy en día tomaron una dinámica propia más vinculada a una competencia por la superioridad tecnológica y la adopción de estándares en el mercado internacional.
En este contexto, la cooperación internacional será fundamental para garantizar que la transición energética sea equitativa y global, sin abruptas disrupciones en los mercados de hidrocarburos (aun importantes para la estabilidad económica global).
Al mismo tiempo, esa cooperación debería establecer las reglas que faciliten que los frutos de esa nueva “revolución industrial energética” derrame en los países en desarrollo mediante el impulso de soluciones financieras, tecnológicas y comerciales, que permitan que el sur global pueda acelerar también su transición energética sin alterar el bienestar económico de su población.
El megaproyecto, valorado en más de US$ 138 mil millones , se convertirá en la infraestructura más costosa del mundo, según la agencia Xinhua La construcción de la represa hidroeléctrica en el río Yarlung Zangbo, en la región occidental del Tíbet, producirá 300.000 millones de kilovatios/hora anuales, triplicando la capacidad de generación de la famosa presa de las Tres Gargantas, también en territorio chino.
Este río, que adopta el nombre de Brahmaputra al cruzar hacia India y Bangladés, también cuenta con un tramo de 50 kilómetros en el que se aprovechará un desnivel de 2.000 metros para la generación de energía hidroeléctrica.
Además de satisfacer la demanda anual de electricidad de 300 millones de personas, el proyecto pretende impulsar el desarrollo de energías limpias, como la solar y la eólica, en la región, de acuerdo a informes del año pasado, aunque los primeros anuncios de Pekín al respecto de la presa se remontan a 2020.
El gigante gasístico ruso Gazprom arroja en 2024 una producción de 416.000 millones de m3 de gas, 61.000 millones más que en 2023, mientras incrementa sus suministros a Asia a niveles récord, informó el jefe del consorcio ruso, Alexéi Miller, quien también destacó el alza del consumo de gas en Rusia y China.
“A nivel mundial, en 2024 el consumo de gas creció en 100.000 millones de metros cúbicos. El grueso de este crecimiento corrió a cargo de solo tres países: Rusia, China e India”
Tras la implementación de las sanciones de Occidente por la guerra en Ucrania, Rusia se vio obligada a buscar nuevos mercados para sus hidrocarburos y reorientarse al mercado de Gazprom.
Según el directivo las reservas rusas hoy se prevén hasta 2130
A través del decreto 1123/2024 el ministro de Economía, Luis Caputo, oficializó la designación del licenciado en Ciencia Política, Antonio Milanese, en el cargo de Subsecretario de Transición y Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía de la Nación.
El nuevo funcionario viene a suceder en dicho cargo a la magíster en Energía, Mariela Beljansky, quien renunció a principio de diciembre, y a quien Caputo agradeció los servicios prestados en el desempeño de su cargo.
Beljansky había ejercido el cargo desde el inicio de la gestión de Eduardo Rodriguez Chirillo como Secretario de Energía.
Chirillo fue reemplazado en octubre por María Tettamanti, de buena sintonía con el Secretario Coordinador de Minería y Energía, Daniel González, designado en setiembre.
La Secretaría de Energía prorrogó por un año la concesión del Complejo Hidroeléctrico Río Hondo y de la Central Hidroeléctrica Los Quiroga (Santiago Del Estero), que fuera otorgada en 1994 y que en principio tenía fecha de vencimiento el 29 de diciembre de 2024.
A través de la resolución 599/2024, la S.E. estableció, en el marco del Contrato vigente, que una vez vencido el plazo de la concesión, a partir del 29 de diciembre de 2024, a fin de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca, se iniciará el Período de Transición allí previsto y para ello la concesionaria deberá continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico RÍO HONDO S.A. y la Central Hidroeléctrica Los Quiroga y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato hasta el 29 de diciembre del 2025″.
Asimismo, la S.E. estableció como veedor para dicho Complejo Hidroeléctrico, a la Subsecretaría de Energía Eléctrica del Ministerio de Economía, “quien actuará con el alcance establecido en cada uno de los Contratos de Concesión”.
Mediante el Decreto 2.219/1994 se adjudicó el NOVENTA Y OCHO POR CIENTO (98 %) del paquete accionario de HIDROELÉCTRICA RÍO HONDO S.A., en acciones Clase “A” y “B” a APUAYE – NECON S.A. – CHEDIAK S.A.I.C.A. integrada por APUAYE, NECON S.A., JOSE J. CHEDIACK S.A.I.C.A. y se aprobó el contrato de transferencia.
Que la toma de posesión tuvo lugar el 29 de diciembre de 1994 por lo que el vencimiento del plazo de concesión procedería el 29 de diciembre de 2024, ahora prorrogado.
El Complejo Hidroeléctrico Río Hondo tiene una potencia instalada de 17 MW, una generación media anual de 99 GWh y entró en operación en 1967. Sus usos predominantes son la atenuación de crecidas, el riego y la generación eléctrica.
Inverlat Investments, a través de su subsidiaria Aspro Servicios Petroleros, anunció la adquisición del 100% de Compressco Argentina, consolidando su presencia en el desarrollo estratégico de Vaca Muerta.
Esta operación, que se da en un contexto de creciente demanda de gas y petróleo a nivel mundial, consolida la posición de Aspro como proveedor de soluciones energéticas para la industria de hidrocarburos y permitirá a la compañía ampliar significativamente su oferta de servicios, mejorar su eficiencia operativa y fortalecer su presencia en Vaca Muerta, uno de los yacimientos no convencionales más importantes del mundo.
Compressco Argentina es líder en el rental de compresores de gas para pozos petroleros y cuenta con una sólida base operativa en Cutral Có, Neuquén. La compañía trabaja estrechamente con YPF y las principales empresas del sector, empleando a 80 colaboradores.
La compra de la filial argentina de esta compañía, que había sido adquirida a nivel mundial a principios de 2024 por Kodiak, demuestra la visión de Inverlat de potenciar su papel en la matriz energética nacional y regional.
Con esta adquisición, Compressco Argentina y Aspro se fusionarán en el corto plazo bajo la marca Aspro, fortaleciendo la capacidad operativa y comercial de ambas empresas.
Pablo Orlandi, actual CEO de Aspro, asumirá el liderazgo de la compañía integrada. “Esta operación representa un paso clave en nuestra visión de crecimiento en Vaca Muerta, donde seguimos apostando por el desarrollo energético de Argentina. Con la integración de Compressco Argentina, fortalecemos nuestras capacidades para brindar soluciones innovadoras a nuestros clientes y acompañar el desarrollo de una de las reservas más importantes del mundo,” señaló.
Inverlat Investments es una compañía de inversión privada cuyos socios son Carlos Giovanelli, Damián Pozzoli, Guillermo Stanley y Federico Salvai. Sus inversiones se enfocan en compañías controladas en el cono sur de América Latina.
Aspro es una compañía líder en soluciones energéticas, con más de 40 años de experiencia en la fabricación y comercialización de compresores y equipos para el sector de oil & gas. Su compromiso con la innovación y la eficiencia le permite ofrecer servicios de alta calidad que responden a las demandas de un mercado en constante evolución.
La compañía Oldelval comunicó que ha completado la carga de los 525 kilómetros del oleoducto que va desde Allen (Río Negro) a Puerto Rosales (Buenos Aires), y que la puesta en servicio está prevista para los primeros meses del 2025.
Oldelval es compañía líder en el segmento de midstream en Argentina, y alcanzó así un nuevo hito en su proyecto emblema: Duplicar (capacidad de transporte).
Este logro se suma a los anteriores, como los cruces dirigidos del río Colorado (Rio Negro) y de Arroyo Parejas en Puerto Rosales , y la culminación de la etapa de soldadura del ducto, que deja al Proyecto Duplicar muy cerca de su puesta en marcha.
La carga del ducto se enmarca en el plan de puesta en marcha escalonada del proyecto Duplicar. Desde el inicio del llenado en septiembre de este año, el equipo de Oldelval trabajó de forma consistente en las cinco etapas de este proceso.
Cada fase requirió de la colaboración y el compromiso de todos los involucrados: la coordinación con los cargadores, la Secretaría de Energía de la Nación y el equipo de la Terminal de Oiltanking fueron actores fundamentales para alcanzar este importante objetivo.
El llenado es un paso clave para poner en servicio el sistema de oleoductos. Para completar esta tarea se necesitaron 170.000 m³ de crudo, suministrados por los cargadores que ingresan al sistema de oleoductos.
Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, remarcó que “el año que viene será un año bisagra. Para la Cuenca neuquina y para la industria en general porque una vez finalizada la obra del Proyecto Duplicar en marzo, los operadores, o sea nuestros clientes, podrán producir todo lo que se propongan. Sin restricciones”.
El Proyecto Duplicar tiene como objetivo aumentar de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de Vaca Muerta. Con la obra en marcha, Oldelval pasará de transportar 36.000 m3/día de crudo a 86.000 m3/día, es decir 50.000 m3/día de petróleo adicionales.
Con Duplicar en funcionamiento se podrán exportar 310.000 barriles por día, otorgar previsión a las compañías productoras, y generar ingresos significativos para el país, se destacó.
El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas para abastecer de gas a usinas generadoras en enero 2025, recibiendo 32 ofertas por un volumen global de 40.150.000 m3/día.
La primera subasta fue para el abastecimiento interrumpible de gas natural para enero en la que podían participar Productores y Comercializadores en general. Se recibieron 19 ofertas por un volumen total de 14.150.000 m3/día, y con precios promedio ponderados de U$S 2.02 el Millón de BTU puesto en el PIST, y de U$S 2,86 el MBTU puesto en Gran Buenos Aires.
De tales ofertas, 5 provinieron de Neuquén (3.150.000 m3/día) con precios de entre U$S 2,34 y 2,90 puesto en el GBA; 4 ofertas llegaron desde Santa Cruz (3.300.000 m3/día) con precios de entre 2,69 y 2,97 dólares el MBTU; otras 5 desde Tierra del Fuego por 4.900.000 m3/día y precios de entre U$S 2,89 y 3,03 dólares el MBTU; 3 ofertas desde Noroeste, por 1.400.000 m3/día con precios de U$S 2,90 a U$S 3,04 el MBTU, y 2 ofertas desde Chubut, por 1.400.000 m3/día y precios de U$S 2,83 a U$S 2,87 el MBTU.
El MEGSA realizó luego un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibieron ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales, donde cada Productor sólo podrá ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.
En este caso se recibieron 13 ofertas, por un volumen de 26 millones de metros cúbicos día y un ppp de U$S 2,85 el MBTU.
Ocho ofertas llegaron desde Neuquén por 15.500.000 m3/día y precios de entre U$S 2,69 y U$S 3,00 el MBTU; Desde Tierra del Fuego llegaron 3 ofertas por un volumen 7.500.000 m3/día y precios de 2,77 a 2,88 dólares el MBTU. Desde Chubut llegó una oferta por 2.000.000 de m3/día a U$S 2,88, y desde Santa Cruz llegó 1 oferta de 1.000.000 de m3/día, a U$S 2,83 el MBTU.
. El presidente Javier Milei presentó el Plan Nuclear Argentino, una iniciativa que tiene como objetivo posicionar al país en la vanguardia energética y atraer inversiones. Estuvo acompañado por el jefe del Consejo de Asesores, Demian Reidel, y el director General del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi.
“Contamos con un pueblo privilegiado en capital humano, con tierras inhóspitas a baja temperatura en toda nuestra Patagonia, lo cual es una ventaja comparativa para montar servidores de Inteligencia Artificial”, explicó el mandatario al anunciar el nuevo proyecto. Además, “tenemos abundantes reservas de energía que son necesarias para abastecer cualquier desarrollo”, agregó.
Milei indicó que “se va a generar en el mundo entero un resurgimiento de la energía nuclear”, y se refirió a las “incontables campañas de desprestigio de algunas fundaciones internacionales” contra “la única fuente eficiente, abundante y rápidamente escalable para hacerle frente al desarrollo de nuestra civilización”.
Luego de presentar a Demian Reidel como el responsable del Plan Nuclear, el presidente celebró que “después de décadas de declive, la energía nuclear tendrá su retorno triunfal y nosotros no nos vamos a quedar atrás, sino que pretendemos ser pioneros”.
En rigor, la Argentina ha sido pionera en la región en cuanto al desarrollo de la energía nuclear desde el primer gobierno de Juan Domingo Perón en la década del 40. De hecho, asistió a la inauguración de la Central Nuclear Atucha I en el arranque de 1974.
Ese mismo año se inició la construcción de la Central Nuclear Embalse (Córdoba), y su inauguración data de finales de 1983.
Durante el gobierno de Néstor Kirchner se encaró el reinicio de la construcción de la Central Nuclear Atucha II, que estuvo paralizada desde el año 1994. Ingenieros y técnicos argentinos la pusieron en marcha en junio de 2014, durante el gobierno de Cristina Fernández.
En 2015 Argentina y China firmaron convenios con vistas a la construcción de otras dos central nucleares con financiamiento del país asiático, pero dicho proceso quedó trunco desde el gobierno de Mauricio Macri.
En el arranque de la Administración Milei centenares de trabajadores y técnicos del sector quedaron desafectados en la tarea de construcción, en zona aledaña Atucha II, del reactor de baja potencia Carem 25, que presentaba un alto grado de avance, en base al desarrollo de tecnología propia. Recorte de presupuesto mediante, los trabajos se reiniciaron a paso de tortuga.
Ahora, el jefe del Consejo de Asesores explicó que se trata de un “plan ambicioso que marca el renacer de la energía nuclear como la piedra angular del futuro energético argentino y mundial, en un contexto global en el que la Inteligencia Artificial y los avances tecnológicos demandan cada vez más energía”. Y agregó: “La energía nuclear vuelve a ocupar el lugar que le corresponde”.
Reidel aseguró que nuestro país está preparado para liderar esta evolución energética y que “lo hará con tecnología 100 % argentina, desarrollada por nuestros ingenieros nucleares, quienes son reconocidos entre los mejores del mundo”. Y aseveró: “Este proyecto no es solo un avance tecnológico, es un orgullo nacional”.
El Plan cuenta con el respaldo del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), lo que representa un sello de alta calidad y refuerza la posición de liderazgo en esta nueva etapa de la energía nuclear.
Para garantizar su éxito, el Gobierno nacional creará el Consejo Nuclear Argentino, presidido por Demian Reidel e integrado por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos; el ministro de Defensa, Luis Petri; y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle.
Como inicio del proyecto se construirá un reactor modular pequeño (SMR) en el predio de la Central Nuclear Atucha. Esta iniciativa, además facilitará el acceso a la energía en todo el país y disminuirá considerablemente los cortes de luz.
En una segunda etapa, se desarrollarán reservas de uranio, que servirán para cubrir la demanda doméstica y posicionará al país como exportador de elementos combustibles de alto valor agregado.
Con este Plan, la República Argentina se posiciona como un líder en el uso pacífico de la energía atómica, mientras avanza hacia su objetivo de convertirse en un hub de Inteligencia Artificial, señaló el gobierno.
Rafael Grossi, en tanto, analizó: “Es algo tan importante como la utilización de sus capacidades tecnológicas para la respuesta a problemas concretos que tienen que ver con la producción de energía”. “Estamos asistiendo a un momento internacional en el que hay un retorno muy claro a la utilización de la energía nuclear como una fuente de energía limpia, despachable y confiable”, agregó.
La Secretaría de Energía comunicó que “el país registró en noviembre un superávit de la balanza comercial energética de más de 514 millones de dólares y acumula 4.806 millones en los primeros 11 meses del año por el crecimiento de las exportaciones y una fuerte caída de las importaciones”.
Entre enero y noviembre, las exportaciones de combustibles y energía crecieron 19,9 %, alcanzando los 8.626 millones de dólares. Este valor representa el 6,7 % de las exportaciones totales de Argentina y el país al que más se exportó energía fue Chile, con 2.430 millones de dólares, un 64,7 % más que el año pasado.
A su vez, las importaciones de combustible y lubricantes se redujeron 49,8 % interanual en este período, totalizando los 3.820 millones de dólares, con caídas del 62,5 % en gas natural licuado y 52 % en gasoil.
En noviembre las exportaciones sumaron 641 millones de dólares, de los cuales 285 millones tuvieron que ver con la venta de aceites de petróleo. Por su parte, las importaciones totalizaron 128 millones de dólares, lo que significa una caída de 67,6 % con respecto al mismo mes del año pasado.
De esta manera, luego de 14 años de déficit comercial energético, la balanza vuelve a ser positiva, en este caso en 514 millones de dólares, señaló la Secretaría.
La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), en conjunto con sus Federaciones, y particularmente con la Cámara de Expendedores de Combustibles de La Pampa (CECLA), expresó su “profunda preocupación por las disposiciones adoptadas por el municipio de la Ciudad de Santa Rosa, en torno a la Ordenanza N°6985/2023, respecto a la Tarifaria 2024”.
Mediante la Resolución Nº 422 del 17 de mayo de 2024, se implementó un cambio en el cálculo de la Tasa de Seguridad e Higiene, que pasó de ser un monto fijo basado en la superficie ocupada por las estaciones de servicio, a un porcentaje variable determinado por las ventas facturadas.
Para ilustrar el impacto de esta medida, una estación de servicio tipo que anteriormente pagaba una suma fija que rondaba en los $ 65.000 pesos mensuales ahora enfrenta un aumento que convierte la tasa de inspección en seguridad e higiene, en una carga fiscal desproporcionada, similar a un impuesto bruto municipal, donde en algunos casos, supera los $ 6.000.000,00 de pesos mensuales, se describió.
“Este ajuste resulta insostenible, considerando que los márgenes netos de operación en el sector son exiguos y la nueva base imponible grava el total facturado (y no la ganancia) duplicando la alícuota en los casos de consignación”, se expresó.
“Desde CECHA consideramos imprescindible racionalizar esta normativa, priorizando el sentido común y un enfoque equilibrado en las políticas públicas. El sector no puede soportar una presión tributaria tan desmedida sin poner en riesgo la continuidad de los negocios, las fuentes de trabajo vinculadas y, por ende, la estabilidad económica de la comunidad”.
“Respaldamos los reclamos realizados por CECLA La Pampa y las estaciones de servicio de Santa Rosa, y solicitamos al señor Intendente que revise con urgencia esta disposición. Asimismo, nos ponemos a disposición para colaborar en la búsqueda de una solución justa y superadora, que contemple tanto la viabilidad del sector como los intereses de la comunidad económica de Santa Rosa”, sostuvo la entidad.
Pluspetrol confirmó su incorporación al proyecto Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), al ejecutar su opción para ser accionista en la obra junto con YPF, PAE, Pampa Energía, Vista Energy, y al que también adhieren como cargadores Chevron y Shell.
El proyecto Vaca Muerta Sur es una obra fundamental para el desarrollo y el transporte de crudo no convencional producido en VM, implica la construcción de un oleoducto de 437 km que conectará la estación ubicada en Allen con Punta Colorada (Río Negro), una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas, y una playa de tanques y almacenaje. El diseño contempla una capacidad de transporte de hasta 550 mil barriles diarios, ampliables hasta 700 mil barriles/día.
“Producto de la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Argentina, y en línea con sus planes de expansión en la cuenca neuquina, Pluspetrol sumará así capacidad firme de transporte, almacenaje y despacho de 80 mil barriles diarios”, comunicó Pluspetrol.
A su vez, Vaca Muerta Sur complementará otras vías de transporte de crudo que permitirán que la Argentina aumente considerablemente sus exportaciones de petróleo en los próximos años.
“Esta participación será un pilar estratégico para la compañía y requerirá una inversión total aproximada de U$S 3.000 millones. Se financiará con aportes de los socios junto con financiamiento externo, a concretar durante el año 2025. Se espera que comience su operación comercial durante el primer semestre de 2027”, se describió.
“De esta forma, Pluspetrol se consolida como protagonista del sector energético, guiado por su propósito de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las actuales y futuras generaciones”, remarcó la compañía.
El Gobierno nacional anunció la puesta en marcha de la Planta Compresora Mercedes, una infraestructura clave que permitirá aumentar la capacidad de transporte del Gasoducto Mercedes-Cardales en 6 millones de metros cúbicos diarios, alcanzando un total de 15 millones de metros cúbicos diarios. Y permitirá sustituir importaciones de GNL con un ahorro proyectado de hasta 2.5 millones de dólares diarios.
La puesta en marcha de la Planta Compresora Mercedes representa un hito para la gestión puesto que beneficia a zonas de consumo y productivas del centro del país.
Es una obra complementaria del Gasoducto Mercedes-Cardales, inaugurado durante la gestión anterior, que, a su vez, forma parte de las obras complementarias del Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK).
“Este proyecto refuerza el compromiso del Gobierno nacional de potenciar el sector energético como motor del crecimiento económico”, se indicó.
En diciembre de 2023, la construcción tenía un avance del 60 %, pese a que debía haber estado terminada en julio del mismo año.
El proyecto estaba afectado por reclamos de contratistas sin resolver, retrasos en la aprobación de SIRAS que complicaron la importación de materiales, una deuda de 2 millones de dólares y una actualización de precios pendiente, desde enero de 2023, por 4.5 millones de dólares, se describió.
El Gobierno nacional decidió finalizar esta obra fundamental para concluir el Gasoducto Mercedes-Cardales y que ya estaba iniciada.
“Cabe destacar que ya no será el Estado nacional quien realice este tipo de obras, sino que el sector privado será el responsable desarrollar los proyectos de infraestructura energética”, señaló el Ministerio de Economía.
ExxonMobil ha anunciado un proyecto que busca abordar el alto consumo energético de los data centers, esenciales para el crecimiento de la inteligencia artificial (IA), mediante la integración de tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS). La iniciativa contempla la construcción de una planta que generaría más de 1.5 gigavatios de electricidad confiable a partir de gas natural y que, según la compañía, podría capturar más del 90 % de las emisiones de CO2 asociadas, para su posterior almacenamiento en depósitos subterráneos.
El proyecto, aún en fase de diseño y desarrollo, está dirigido a satisfacer la creciente demanda de energía impulsada por el auge de la IA y, al mismo tiempo, reducir la huella de carbono de los centros de datos. ExxonMobil estima que este sector podría representar hasta el 20 % del mercado global de CCS para 2050, consolidándose como un área estratégica para la expansión de esta tecnología.
Una de las características destacadas del proyecto sería su independencia de las redes eléctricas tradicionales, lo que permitiría una implementación más rápida en comparación con otras alternativas, como la energía nuclear. Esto lo convertiría en una opción viable para cubrir las necesidades energéticas de manera ágil y eficiente, en un contexto donde el desarrollo tecnológico exige soluciones inmediatas.
El anuncio se alinea con la estrategia de ExxonMobil para aplicar CCS en sectores como el acero, el hidrógeno y el amoníaco. La empresa ya ha establecido acuerdos para almacenar más de 14 millones de toneladas de CO2 al año, lo que, según afirman, la posiciona como líder en este campo.
La ubicación del proyecto en el Golfo de México también responde a ventajas logísticas y geográficas, como la proximidad a infraestructuras de gasoductos y sitios de almacenamiento de CO2. Además, regiones como Texas, Luisiana y Misisipi concentran una parte importante de la actividad manufacturera de Estados Unidos, lo que podría facilitar la integración de estas tecnologías en la industria.
Aunque el proyecto aún está en una etapa preliminar, ExxonMobil señala que busca contribuir a la transición hacia una economía de bajas emisiones y cubrir la creciente demanda energética de sectores estratégicos como la IA. Su desarrollo plantea interrogantes sobre la viabilidad técnica y económica de estas soluciones, pero también destaca el potencial de la tecnología CCS como herramienta para enfrentar los desafíos climáticos globales.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, y el vicepresidente Ejecutivo de GNL de Shell, Cederic Cremers, firmaron un acuerdo para el desarrollo de Argentina LNG en La Haya, Países Bajos.
El PDA (Project Development Agreement, por su término en inglés) implica que Shell se incorporará al proyecto. Las partes se comprometieron a avanzar en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design). Esta primera fase implica una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA).
“Estamos orgullosos de que Shell, líder mundial en la producción de GNL, se una al proyecto. Comopionero en el mercado de GNL, el conocimiento y la experiencia de Shell serán fundamentales para ayudar a posicionar a Argentina como un proveedor de energía global confiable y competitivo”, afirmó el presidente de YPF.
Con el ingreso de Shell al desarrollo de la primera fase de ARG LNG, finaliza la participación de Petronas como socio de YPF. Ambos continuarán trabajando en el desarrollo del área La Amarga Chica en Vaca Muerta. YPF reconoce el valioso aporte de Petronas durante los últimos dos años, compartiendo con los equipos de YPF su experiencia técnica y comercial en el mercado de GNL.
El trabajo conjunto ha contribuido al desarrollo del Proyecto ARG LNG hasta su etapa actual y permitirá dar nuevos pasos.
Acerca del proyecto Argentina LNG
Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados de 580km de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Rio Negro, en las costas del Océano Atlántico.
YPF compró el 100 por ciento de la sociedad dueña de la participación de ExxonMobil Argentina y Qatar Energy en la concesión del área no convencional Sierra Chata (Neuquén).
De esta manera, se indicó, la compañía de mayoría accionaria estatal pasó a participar en el Bloque con el 54 % aproximadamente en sociedad con Pampa Energía, actual operador.
Sierra Chata se encuentra ubicada a 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén y tiene una superficie de 864 km2. Es uno de los activos de gas de mayor potencial en Vaca Muerta, destacó YPF en un comunicado.
Esta adquisición forma parte de la estrategia de la compañía de enfocar su actividad en Vaca Muerta al fortalecer el portfolio de YPF en gas, especialmente en el marco del proyecto Argentina LNG, que procura activar.
En 2018 Pampa Energía S.A. suscribió un Acta Acuerdo de Inversión con la Provincia del Neuquén, que le permitió obtener una nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos en el área Sierra Chata por 35 años, para el desarrollo de gas no convencional shale y tight .
El Área produce gas natural desde la formación Mulichinco (arenas compactas o tightgas), Pampa es la operadora del Área y posee una participación del 46 por ciento..
En contraprestación a la obtención de la concesión, el Consorcio (original) se comprometió a realizar inversiones en el Área por un monto de U$S 520 millones en los primeros 5 años (de los cuales Pampa aportaría el monto correspondiente de acuerdo a su participación), con el objetivo de continuar desarrollando la formación.
Chevron Argentina apoya el desarrollo de cursos en el marco del programa Emplea Neuquén, implementado por el Ministerio de Trabajo. También dotó al Ministerio de Salud de equipamiento médico y donó computadoras en beneficio del programa de becas Gregorio Álvarez.
Neuquén, 17 de diciembre de 2024.- Como parte de su compromiso con la comunidad y con el desarrollo de la industria, Chevron Argentina confirmó su apoyo al gobierno de la provincia de Neuquén, mediante la colaboración con iniciativas de salud, educación y empleabilidad.
En alianza con el Ministerio de Salud provincial, Chevron Argentina concretó la donación de una torre de laparoscopía, una necesidad del sistema de salud por la creciente demanda que genera la expansión demográfica en la provincia.
La empresa también apoyará el desarrollo de cursos de empleabilidad en la industria, en el marco del programa Emplea Neuquén, implementado por el Ministerio de Trabajo y Desarrollo Laboral. El mismo ofrece formación para personas en situación de desempleo, en este caso para que puedan capacitarse como amoladores y operadores de máquinas viales. Dichas capacitaciones serán dictadas por la Fundación Pilares de Añelo.
Adicionalmente, en el marco del programa de Becas Gregorio Álvarez, Chevron Argentina donó 50 computadoras, que serán destinadas para uso del personal a cargo de la implementación de dicha importante iniciativa.
“Como pioneros en Vaca Muerta, estamos orgullosos de apoyar al gobierno de la provincia de Neuquén en estas iniciativas que buscan fortalecer prioridades para el desarrollo social y productivo de la provincia y de su gente como son la empleabilidad, el acceso a la salud y la educación de los habitantes”, expresó Dante Ramos, Gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para América Latina.
El compromiso de Chevron con las comunidades en las que opera es de larga data y se ha enfocado en su apoyo a organizaciones y autoridades, para identificar necesidades, diseñar propuestas y coordinar esfuerzos en proyectos que mejoren la calidad de vida de las personas, con foco en educación, acceso a la salud y desarrollo económico.
En un acto realizado en las oficinas de Pan American Energy, el Downstream de Pan American Energy (AXION energy) fue reconocido con la Certificación Oro por sus destacadas buenas prácticas y excelencia de gestión, otorgada por la Institución IPACE (Instituto Profesional Argentino para la Calidad y la Excelencia). La ceremonia de entrega del reconocimiento se llevó a cabo en un evento al que asistieron diferentes ejecutivos de la empresa y representantes de IPACE.
Marta Edith Garcia, vicepresidenta de la Fundación Premio Nacional a la Calidad y Jorge Ferrerio, director Ejecutivo de IPACE, valoraron el esfuerzo continuo de la compañía para cumplir con los más altos estándares de calidad en la gestión de todos sus procesos.
Este reconocimiento es una clara demostración del compromiso de AXION energy con la mejora continua y con la implementación de buenas prácticas operativas que aseguran la seguridad, fiabilidad y calidad de los procesos en todas sus operaciones.
Luis Aires, managing director del Downstream de Pan American Energy fue quien recibió la distinción y destacó durante la ceremonia: “Este reconocimiento nos impulsa en nuestro compromiso de mantener los más altos estándares de gestión y seguir brindando un servicio seguro, confiable y de calidad a nuestros clientes y a la comunidad. Sin embargo, Este logro no sería posible sin el compromiso, dedicación y esfuerzo de cada una de las personas que forman parte de nuestra compañía. Ellos han sido fundamentales para alcanzar estos resultados, y su trabajo en equipo y profesionalismo continúan siendo la base de nuestro éxito”.
Por su parte, los representantes de IPACE subrayaron la relevancia de este logro en el contexto del sector energético, destacando el esfuerzo de AXION energy por alinearse con las mejores prácticas a nivel global.
AXION energy sigue apostando por la excelencia en sus operaciones y continúa trabajando para garantizar que su refinería, sus plantas de distribución y su red de estaciones de servicio cumplan con los estándares más exigentes, reafirmando su compromiso con la seguridad y el cuidado del medio ambiente.
Sobre IPACE
El IPACE forma parte del espacio “Excelencia” junto con la Fundación Empresaria para la Calidad y la Excelencia (FUNDECE) y la Fundación Premio Nacional a la Calidad (FPNC). Su objetivo es impulsar la competitividad, calidad y propuesta de valor, innovación y transformación digital de las organizaciones para el desarrollo sostenible de la Argentina en el nuevo contexto global.
ExxonMobil ha distinguido a Tenaris como “Proveedor del Año 2024”, en reconocimiento a su desempeño, competitividad y altos estándares, alineados con los valores y expectativas de ExxonMobil.
“A lo largo del último año, Tenaris ha demostrado consistentemente un desempeño superior a nivel global en ExxonMobil, incluyendo Guyana y la región del Permian, y ha respondido eficazmente a nuestras necesidades comerciales con altos estándares”, dijo Rebecca Vest, Vicepresidenta de Abastecimiento de ExxonMobil, en la carta en la que informó a Tenaris sobre el reconocimiento. “Su empresa ha mostrado continuamente un fuerte compromiso con la generación de resultados de valor para todo ExxonMobil.”
“Nuestro objetivo es ser la primera opción de nuestros clientes, y esta distinción reafirma nuestro compromiso de ofrecer más allá de productos y servicios; de ejecutar con precisión todas las piezas intermedias para construir relaciones comerciales fuertes y confiables”, dijo Paolo Rocca, Presidente y CEO de Tenaris. “Aplaudo la dedicación de nuestro equipo para diseñar soluciones y desarrollar servicios que añadan valor y cumplan con los objetivos compartidos de altos estándares en seguridad, calidad, confiabilidad y rendimiento general”.
Tenaris es un proveedor de larga data de ExxonMobil y actualmente brinda servicios a sus operaciones upstream en Estados Unidos con soluciones y servicios para OCTG, incluyendo el modelo integrado de la planta al pozo, Rig Direct®. Tenaris también brinda soporte a ExxonMobil para proyectos de perforación en todo el mundo, onshore y offshore, y para exploración en aguas profundas.
ExxonMobil considera varios factores para el premio, como competitividad, calidad del servicio, cumplimiento de entregas, sustentabilidad y desempeño en materia de seguridad, salud y medio ambiente.
Las energéticas YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina se unieron para la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur, la obra de infraestructura de transporte de petróleo más importante de las últimas décadas, se comunicó a la Comisión Nacional de Valores.
Este oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro. Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026.
El diseño del Vaca Muerta Sur permitirá transportar hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700 mil barriles por día si fuera necesario.
Los accionistas YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía comprometieron aproximadamente 275 mil barriles por día de capacidad, y VMOS ha concedido opciones a Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina, entre otros, para comprometer hasta 230 mil barriles por día adicionales.
Este proyecto fue el primero en presentarse para obtener los beneficios del RIGI. Implica una inversión de 3.000 millones de dólares, que será financiada en parte por los accionistas y, en otra parte, por financiamientos locales y/o internacionales a ser otorgados a VMOS en 2025, se destacó.
“La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20 mil millones de dólares”, se puntualizó.
En la comunicacón a la CNV presentada por YPF se informó que en la reunión de directorio de VMOS celebrada el día 13 de diciembre, se aprobó por unanimidad la construcción del oleoducto de exportación de crudo de Vaca Muerta. Y se describieron los detalles técnicos del Proyecto.
Se indicó además que la construcción del Proyecto comenzará inmediatamente con el objetivo de lograr su completamiento mecánico durante el 4° trimestre del año 2026 y el comienzo de la operación comercial el 31 de julio de 2027.
Los Accionistas han comprometido aproximadamente 275 mil barriles por día de capacidad y a su vez VMOS ha concedido opciones a Chevron Argentina S.R.L., Pluspetrol S.A. y Shell Argentina S.A., entre otros, que pueden comprometer un volumen aproximado de al menos 230.000 barriles por día adicionales de transporte en firme.
En la comunicación a la CNV se describen también los aspectos del proyecto referidos a la capacidad de transporte diaria del ducto, monto de inversión calculado, el esquema financiero a desarrollar y la solicitud de inscripción del proyecto (el 15 de noviembre) en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, conforme la Ley 27.442, el Decreto Reglamentario 794/2024 y demás normas que las modifiquen y/o complementen.
YPF tendrá entonces una capacidad de transporte comprometida de 120.000 barriles por día y una participación accionaria minoritaria en VMOS, simétrica a su participación en los contratos de transporte en firme del Proyecto.
Ubicado en el Piso 26 de la Torre de YPF, la compañía inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC), el centro de operaciones para la toma de decisiones en tiempo real de la actividad de perforación y terminación de pozos más avanzada del país.
EL RTIC constituye un hito para YPF y para la actividad en Vaca Muerta al permitir tomar las mejores decisiones en tiempo real con el objetivo de lograr mayores niveles de eficiencia y llevar las operaciones a otro nivel, se destacó.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, describió, “Estamos muy contentos de inaugurar esta sala que nos permitirá mejorar significativamente la forma en que operamos en Vaca Muerta. Nos tenemos que desafiar diariamente a ser cada vez mejores, fijando nuevos estándares y buscando la innovación constante. Esa es la forma en que vamos a lograr operaciones de excelencia”.
“Agradezco a todo el equipo que hizo posible esta sala que hace cuatro meses no existía y hoy es una realidad. No nos vamos a quedar quietos y vamos a extender esta metodología de trabajo a datos a todos los negocios de la empresa para aumentar el valor de la empresa”, concluyó Marín.
Real Time Intelligence Center
La sala funciona las 24 horas los 7 días de la semana. Trabajan en ella 88 profesionales en 7 unidades operativas: 5 para la perforación de pozos desde donde se controlan los 20 equipos de torre que operan en Vaca Muerta; y 2 de terminación desde donde se pueden controlar hasta 8 sets de fractura simultáneamente.
En el centro se analizan en tiempo real más de 80 indicadores clave (KPI’s) y se reciben más de 100 variables para contribuir a tomar las mejores decisiones en el campo. La conectividad con Starlink permitió bajar considerablemente el tiempo de transmisión de datos y se disponen de 90 cámaras que permiten ver lo que ocurre en el campo en tiempo real.
Con toda esta información, sumado a la utilización de elementos de la IA, los operadores de la sala puedan tomar – segundo a segundo – las mejores decisiones para que cada pozo en Vaca Muerta sea el mejor, fijando, al mismo tiempo, un nuevo estándar.
EL RITC y el “Toyota well” constituyen pilares clave de la estrategia 4×4 de la compañía que tiene como objetivo, entre otros, aprovechar todo el potencial de Vaca Muerta.
YPF avanza en su alianza con Toyota en busca de bajar hasta 30 % sus tiempos de construcción de pozos en Vaca Muerta, desde la preparación del terreno hasta que se abre la primera válvula para fluyan los hidrocarburos. Esto permitirá acelerar la producción de petróleo y gas, generando un cambio central en la manera en que se opera en Argentina.
Daniel González, secretario Coordinador de Energía y Minería, formuló anuncios en el encuentro anual celebratorio del Día del Petróleo, organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, (IAPG).
Con relación a la operatoria de exportación de hidrocarburos y manejo de divisas en el exterior señaló la “Plena vigencia a partir de año 2025 del Decreto 929/2013, que fue aprobado en ése año pero que nunca se aplicó en su totalidad”.
Al respecto entonces, las empresas del sector podrán exportar el 20 % de su producción (y no pagar impuestos sobre ese total), y mantener en el exterior las divisas generadas por esas exportaciones, siempre y cuando cumplan con haber invertido más de 250 millones de dólares en los 3 años siguientes a 2013.
“De esta forma, estamos logrando que el Estado nacional cumpla con los acuerdos preexistentes y con sus obligaciones”, remarcó ante un nutrido auditorio de empresarios y técnicos del sector, en el Sheraton Hotel de la CABA.
Asimismo, González anunció el inicio del proceso de venta del paquete accionario estatal en la transportadora de energía en alta tensión Transener.
Activada por el gobierno de Javier Milei, la estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA) anunció el inicio del proceso para desprenderse de la totalidad de su participación accionaria en Transener S.A., principal empresa de transporte de energía eléctrica de A.T. del país.
La participación del Estado en la compañía se encuentra en manos de Citelec S.A., que posee el 51 % de las acciones clase A de Transener, que opera una red nacional que comprende cerca de 12.400 kilómetros de líneas de transmisión.
Esta operación tiene como antecedente una situación similar durante el gobierno de Mauricio Macri, y en esa oportunidad mereció el rechazo de algunos funcionarios de origen radical que se desempeñaban en la empresa, sosteniendo que había razones estratégicas para preservar la tenencia del Estado en la Transportadora. Finalmente el gobierno macrista no concretó la venta de las acciones a manos privadas.
Ahora, González sostiene que “Este anuncio se alinea con la política del Gobierno Nacional de avanzar en un modelo donde el Estado deje de cumplir roles de empresario, promoviendo la participación privada en sectores estratégicos”.
En el mismo sentido, González puntualizó que “con este gobierno no hay más GNK” (en alusión al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner construído por el Estado durante el gobierno anterior), ahora hay Perito Moreno (así fue rebautizado el GPNK), y el Estado se limitará a llamar a licitación para avanzar con el proyecto de iniciativa privada de expansión de dicho gasoducto” (a partir de un proyecto presentado por la transportadora tgs).
El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, consideró que “Vaca Muerta, después de doce años de su primer desarrollo, debería estar produciendo entre 250 y 300 MMm3/día de gas y de 1 a 1.5 millones de barriles por día de petróleo”. (Objetivos que la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) ahora ha proyectado para el 2030).
López Anadón sostuvo que “Se está demorando el desarrollo más intensivo de estos recursos en medio de constantes discusiones sobre los efectos del cambio climático y las medidas para mitigarlo”. “No somos responsables de estas emisiones”, señaló y remarcó que “De hecho, solo los doce países que queman el 90 % del carbón son los responsables de los dos tercios de las emisiones y hasta la fecha ha hecho poco y nada para solucionarlo”, en alusión a los países del Norte industrializados.
“Nuestra región, en cambio, solo emite un 4.5 %, Argentina no llega al 1 %, pero, a diferencia de los países desarrollados, la región tiene un tercio de la población pobre, y Argentina alrededor del 50 por ciento”, refirió el directivo. Y agregó que “Una de las herramientas de las que dispone el país para combatir esta pobreza es el desarrollo lo antes posible de nuestros recursos naturales”.
López Anadón describió esta situación ante un nutrido auditorio de empresarios y técnicos de la industria hidrocarburífera convocados para celebrar el Día del Petróleo, descubierto en Comodoro Rivadavia hace 117 años.
Estuvieron, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck; la secretaria de Energía, María Tettamanti, el secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y altos directivos de las empresas YPF, Tecpetrol, PAE, Pampa Energía, Shell, Total Energies y CGC, entre otras.
El directivo hizo hincapié en que el desarrollo de tales recursos debe hacerse “lo antes posible, porque si bien la demanda de gas y de petróleo va a durar por muchos años, va a ir siendo reemplazada paulatinamente por otros sistemas, poniendo mucha presión sobre la oferta global de hidrocarburos”.
“Solo la producción más eficiente y de menor intensidad de emisiones será la que perdure, y nosotros tenemos grandes recursos y condiciones ideales para el suministro a nivel mundial de gas natural y de petróleo de bajas emisiones”, punualizó.
En este sentido, el presidente del IAPG describió que “Ya aparecen nuevamente con fuerza los temas de integración regional gasífera, y también proyectos de exportación vía GNL”. “Pensemos que podríamos llegar a los 30.000 millones de dólares en exportaciones de gas y petróleo. Nos sobran recursos. Por eso debemos pensar a Vaca Muerta como un proyecto de exportación”, remarcó.
López Anadón sostuvo que “Vaca Muerta puede llegar a admitir una perforación constante de unos 1.000 pozos por año, adicionales a la actividad que se desarrolla en otras cuencas y en los campos maduros”. “Se requerirán inversiones que pueden llegar a valores entre los 20.000 y 30.000 millones de dólares al año”.
“No solo habrá que perforar pozos, sino que tendremos que atraer fabricantes y compañías de servicios y realizar importantes obras de infraestructura de tratamiento, transporte y exportación de gas y de petróleo”, señaló, para agregar que “para alojar toda esta actividad, los Gobiernos tendrán que ampliar la infraestructura vial y municipal”.
“La ley Bases facilitará muchas cosas, y el RIGI también es una medida que aporta. Esto es un buen comienzo”, señaló, pero advirtió que “Competimos con muchas oportunidades de inversión a nivel global. Si no ofrecemos condiciones que compitan con ellas, no tendremos un desarrollo intensivo, y sustentable en el tiempo. Hace falta aún simplificar y homogeneizar las normativas para facilitarle la vida al inversor”, insistió.
“Sin renta no habrá competitividad. No habrá desarrollo. No habrá crecimiento”, enfatizó López Anadón.
Spot!, la tienda de AXION energy, amplía su oferta gastronómica con el lanzamiento de una nueva hamburguesa, La Burger. Esta creación exclusiva surge de la colaboración entre Lele Cristobal, dueño de Café San Juan y co-creador de las Paradas Sangucheras, y La Birra Bar, una de las hamburgueserías más premiadas del mundo.
La Burger promete dominar la escena gastronómica argentina. Con un medallón de carne 100% vacuna de 150 gramos, queso cheddar tipo americano, cebolla asada, salsa secreta y pan casero, ofrece una combinación equilibrada de sabores que busca resaltar por su calidad y originalidad.
“Después de un desarrollo de casi un año, hoy podemos decir que estamos felices de que finalmente llegue La Burger a la Parada Sanguchera. Cuando pensaba en la hamburguesa de la parada, soñaba en hacer un producto que sea único en las estaciones de servicio, que puedas ir por la ruta y por fin puedas comerte esa hamburguesa que tanto te gusta” sostuvo Lele Cristobal.
“Junto a mis amigos de La Birra Bar, Dani y Renzo Cocchia, trabajamos mucho para encontrar ese sabor único y estamos orgullosos de haber conseguido la mejor hamburguesa que vas a poder comer en una estación de servicio. Hoy, la Parada Sanguchera agranda la familia, y es una alegría que sigamos creciendo con este hermoso proyecto” concluyó.
La propuesta, disponible en las estaciones de servicio AXION energy, busca ofrecer una hamburguesa inspirada en las mejores hamburgueserías del mundo, y especialmente en una de las más premiadas a nivel internacional.
“Este proyecto representa la esencia de las Paradas Sangucheras: llevar la mejor gastronomía a cada rincón del país. No solo es un desafío a nivel producción sino que también a nivel logístico, para garantizar la misma calidad en toda nuestra red de estaciones de servicio” sostuvo Mauro Gil, gerente ejecutivo de de la Red Propia y Tiendas de Conveniencia de AXION energy. “Como marca, estamos muy orgullosos de cerrar el año con este mega lanzamiento, brindándole a nuestros consumidores la posibilidad de comerse una de las mejores hamburguesas del mundo en cualquier momento” agregó.
La Birra Bar, co-creadora de esta propuesta junto a Lele Cristobal, es un referente indiscutido en el mundo de las hamburguesas. Reconocida internacionalmente, fue galardonada con múltiples premios a lo largo de los años, consolidándose como un ícono de excelencia culinaria. Esta colaboración refuerza el compromiso de Spot! y AXION energy de ofrecer productos de la más alta calidad, incorporando a sus estaciones una hamburguesa que lleva la firma de los mejores.
“Al trabajar con referentes como La Birra Bar y Lele, llevamos la propuesta de las Paradas Sangucheras a un nuevo nivel, sorprendiendo a nuestros clientes con nuestra gastronomía
Un informe reciente de la Universidad Nacional de La Matanza revela que el precio de los combustibles líquidos de mayor calidad en las estaciones de servicio, supera sus precios de paridad de importación (PPI).
El análisis en cuestión compara el precio observado en surtidor respecto al precio que se debiera esperar en un mercado competitivo. Su objetivo es mostrar un valor competitivo teórico, en comparación con el promedio de los precios informados por las estaciones de servicio de la Capital Federal a la Secretaría de Energía.
El PPI refleja el precio que debiera regir bajo el supuesto de que los precios locales deben estar alineados con los internacionales. En el marco de un gobierno que busca desregular precios claves como el de los combustibles (insumo esencial de la economía), es que este indicador cobra relevancia. Por otra parte, el gobierno ya mostró que no le tiembla el pulso de denunciar operaciones (presuntas) de cartelización.
En este contexto, se observó que los precios de la nafta súper y el gasoil grado 3 permanecieron por encima del precio que se supone que debieran converger.
En el caso del gasoil grado 3, tras la recomposición de precios posterior a la asunción del nuevo gobierno, se observa que desde mayo ha divergido en un porcentaje mayor al 10 % al precio que se supone que debiera obtenerse en un mercado competitivo.
Por su parte, el precio de la nafta premium local comenzó a agrandar su brecha respecto a su PPI en agosto pasado. Tras la renta extraordinaria de septiembre, se observó una disminución octubre, pero un leve repunte en noviembre.
Cabe mencionar, que esta situación ocurrió en un contexto macroeconómico de relativa “estabilidad”, es decir, con una inflación mensual menor al 3% y una tasa de devaluación mensual del 2%, tanto en octubre como en noviembre.
¿Pero que hay con aquellos combustibles de menor calidad?
Pues no todas son malas noticias. Según el informe citado, tanto la nafta súper como el gasoil grado 2 están alineadas con los valores de referencia internacionales.
Desde agosto existe cierta convergencia entre los precios teóricos de mercado y los precios en surtidor para estos combustibles de menor calidad. Tras un septiembre donde el precio local fue por primera vez en el año mayor a su PPI (+4%) durante octubre y noviembre se observó un precio en surtidor ligeramente inferior al valor de referencia.
El precio interno de la nafta súper estuvo alineado durante los últimos tres meses tras estar rezagado durante los primeros 8 meses del año. El punto de inflexión fue el mes de septiembre. Claro que estos combustibles que Argentina no importa, a diferencia de los de mayor calidad, no deberían bajo ninguna circunstancia superar la referencia internacional en surtidores locales.
En este contexto, la intención de incorporar la modalidad de auto servicio, como se ha anunciado, si se traduce en menores precios al público (por menores costos operativos), debiera ser bienvenida para el conjunto de consumidores. La Comisión de Defensa de la Competencia (CNDC) no debería quitarle un ojo a este mercado tan relevante para el conjunto de la economía para que la flexibilidad a la baja sea simétrica a la alza, según la evolución de costos domésticos e internacionales.
Concluyendo, tras la suba de los precios internacionales de referencia, y un aumento de los precios locales pequeño durante octubre y noviembre (inclusive disminución de los precios en surtidor en octubre), la brecha ha caído y muestra un comportamiento que ha sido reiterativo hace algunos meses: los combustibles de mejor calidad son más costosos que el precio de importarlos mientras que los combustibles de menor calidad permanecen prácticamente alineados.
Petrobras suscribió un acuerdo por 2.800 millones de dólares, para construir y fletar 12 nuevos buques de apoyo para abastecer sus plataformas en alta mar.
La inversión forma parte de la modernización prevista en el plan estratégico de la compañía para el periodo 2025-2029.
Petrobras (PBR) dio a conocer su plan quinquenal que incluye 111.000 millones de dólares en inversiones totales hasta 2029, lo que supone un aumento del 9% en comparación con el plan anterior de 2024-28.El mes pasado, Petrobras anunció un pago de unos 3.400 millones de dólares en dividendos extraordinarios a los accionistas, una señal positiva de que la empresa seguirá devolviendo efectivo a los inversores.
La inversión forma parte de la modernización de la flota de buques de apoyo de Petrobras en el marco del plan estratégico de la compañía para el período 2025-2029. Los contratos incluyen un período de hasta cuatro años para la movilización y 12 años de operación, además de la exigencia de 40% de contenido local durante la fase de construcción, dijo Petrobras
Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), la AOG Buenos Aires 2025, el evento cumbre del petróleo y el gas de la región se prepara para otra edición que promete ser récord, del 9 al 11 de septiembre en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires.
Las empresas que deseen reservar un stand ya pueden inscribirse en la Adjudicación de Espacios que tendrá lugar el próximo 21 de enero a las 10 en formato virtual. El predio de La Rural será el epicentro de nuevos negocios, intercambio de experiencias y actualización profesional, en un momento clave para numerosos proyectos.
Quienes participen de esta instancia decisiva podrán acceder a un valor preferencial del m2, financiación exclusiva y la posibilidad de elegir entre las mejores ubicaciones disponibles, teniendo en cuenta la gran demanda que tiene esta exposición y que se espera que sea, una vez más, otra edición récord. Los interesados pueden escribir a aog@argentina.messefrankfurt.com y solicitar el link de inscripción.
Organizada por el IAPG y realizada por Messe Frankfurt Argentina, la Exposición Internacional del Petróleo y del Gas es considerada uno de los principales eventos de la industria de los hidrocarburos en la región, reconocida internacionalmente y consolidada en el mercado del petróleo, gas e industrias relacionadas.
En su edición anterior de 2023, la Expo recibió más de 26.000 visitantes, 330 empresas expositoras y contó con la presencia de autoridades nacionales y provinciales, los máximos exponentes de las empresas líderes de la industria, representantes de pymes y compañías proveedoras, consultores, profesionales, técnicos y estudiantes de carreras afines.
AOG se prepara para ser el mayor espacio de profesionalización y actualización del sector, con actividades pensadas para las nuevas necesidades de la industria.
El Grupo Techint aprobará en los próximos días realizar una inversión de 2.000 millones de dólares para que Tecpetrol encare el desarrollo del shale oil en el área Los Toldos II Este, en la cuenca neuquina, en zona aledaña a Rincón de los Sauces.
Para una parte de ésta inversión (U$S 1.200 millones), con destino a instalaciones en superficie y ductos, la compañía procurará contar con los beneficios del RIGI.
La inversión total prevista para éste proyecto llega hasta los 2.000 millones de dólares al considerar la perforación de 40 pozos en una primera etapa, para llegar a producir hasta 70 mil barriles/día de crudo en 2027. Las inversiones referidas a producción no están alcanzadas por el RIGI.
El CEO de la compañía, Ricardo Markous, describió que Tecpetrol busca incrementar su producción de petróleo en Vaca Muerta, con un objetivo de llegar a mediano plazo a 100 mil barriles diarios.
Entonces, las obras para la instalación del campamento que se estima alojará hasta 3 mil personas, y de toda la infraestructura previa al montaje de equipos de perforación, se encarará en el primer trimestre de 2025, y la puesta en producción para lograr una primera etapa de 35 mil barriles día, está proyectada para finales de 2026, se indicó.
En el marco de la jornada anual PROPYMES realizada por el Grupo Techint en CABA, Markous destacó los logros alcanzados por la compañía en el desarrollo del gas no convencional en el área Fortín de Piedra. Encarado el proyecto en 2017, en el último invierno llegó a producir 24 millones de metros cúbicos día.
“No es sólo perforar y fracturar, sino que necesitamos el trabajo de las pymes. Lo que hicimos en Fortín debemos repetirlo ahora porque es un sector que puede ayudar a la Argentina (en su contexto macroeconómico)”, explicó Markous.
Y agregó que “En los últimos años Argentina ha logrado estándares parecidos a Estados Unidos en performance de perforación y terminación. Hoy perforamos pozos en 19 días y hacemos hasta siete fracturas por día. Esto fue posible gracias a la cadena de valor” articulada en el sector.
El presidente del Grupo Techint, Paolo Rocca, elogió las medidas de “transformación de la Argentina” activadas por el gobierno nacional en su primer año de gestión, sostuvo que incluso “se sobrecumplió en muchos aspectos” en alusión al “achicamiento del Estado, la eliminación del déficit financiero, la reducción de la inflación, y a la desregulación, para sacar el freno a la actividad económica, que está repuntando”.
No obstante, puntualizó ante el Secretario de Coordinación de la Producción, Pablo Lavigne, que “falta la eliminación de las restricciones cambiarias”, al tiempo que hizo especial hincapié en las medidas de apertura de la economía que encara la Administración Milei, señalando que para el sector industrial “es necesario nivelar la cancha” para que continúe “recuperando competitividad”.
Rocca habló en el cierre de la jornada PROPYMES que el Grupo Techint realiza anualmente, remarcando ante el funcionario que lo acompañó en el escenario del Centro de Convenciones de CABA que “nivelar la cancha implica trabajar en conjunto, Gobierno y Sector Privado, en medidas que nos permitan ser competitivos y aportar al crecimiento del Producto (Interno) Bruto del país”.
Destacó que el grupo Techint invirtió 1.400 millones de dólares durante 2024, y que debería preservarse la actividad industrial en toda la cadena de valor por su impacto en la generación de empleo de calidad.
“La apertura para nosotros es un desafío, no lo vemos como una amenaza sino como una oportunidad”. “Queremos ser protagonistas de este proceso, no víctimas”, insistió Rocca ante un auditorio de empresarios Pymes cuyas firmas integran la larga lista de proveedores del Grupo Techint -Tenaris, Tecpetrol, Ternium, Tenova – (ingeniería, construcción, siderurgia, y energía) creado en Milán, e instalado en Argentina en 1945.
El Grupo industrial desarrolló una fuerte presencia a nivel regional e internacional. Rocca afirmó que, en materia siderúrgica -siendo un principal productor mundial de tubos de acero sin costura para la industria hidrocarburífera- “hoy podemos competir con Estados Unidos y con Europa, pero no con China, porque juega otro juego”, en referencia a la política y a la economía y producción del país asiático.
De hecho, planteó ante Lavigne que “nivelar la cancha” para ser más competitivos requería que el gobierno nacional avanzara en “la reducción de la carga impositiva”. Y tuvo además una especial mención para “los costos laborales”. Un clásico.
“Creemos que frente a nuestros competidores estamos muy sobrecargados de impuestos. Algunos de estos impuestos no estan en ningún lugar: Ingresos Brutos, impuesto al cheque, los impuestos provinciales/municipales, son algo que crea una diferencia muy importante”, señaló.
“Es importante para nosotros que el gobierno nos escuche, para alinear la apertura de la economía con una mejora de nuestra competitividad como industria y no convertir a proveedores en importadores”, insistió.
Levigne procuró contrarrestar la intensidad del planteo señalando lo hecho y lo que promete realizar la Administración Milei en 2025. Avanzar con una reforma tributaria simplificada, continuar con una baja de gastos del Estado nacional, y avanzar con la paulatina eliminación de las restricciones cambiarias (cepo). “El de los royalties serán el último eslabón”, indicó.
Y con respecto al tema China, el funcionario se animó a señalar que “no toda (importación) de China es igual”. “Hay que ir caso por caso”. “Tenemos herramientas (comerciales) pero su aplicación tiene que estar bien justificada para no alterar a otros sectores de la economía”, planteó.
Rocca volvió a insistir: “No se puede despreciar a esta industria”. “Vamos a apoyar al gobierno y a invertir, pero tiene que ser con diálogo”.
El señalamiento de Rocca apuntó también a destacar lo que acontece en el plano internacional con la industria del acero. “Estados Unidos y Europa miran (con preocupación) a China, y esto aumenta la presión de China en el resto del mundo”, explicó, e incluso deslizó que el gobierno debería pensar en medidas “antidumping u otra regla” para con la producción y exportación de acero de ése país.
También hizo referencia a que el inminente presidente Donald Trump anunció que tomará precauciones con las importaciones de acero (en general), y citó que “vemos una actitud de protección anunciando que aumentará aranceles a México en el 25 por ciento”. Techint tiene fuerte inversiones en acería en México, y Rocca anticipó que ello debería llevar a negociar el tema con la Administración Trump.
En Argentina, Tenaris es un histórico fuerte proveedor de tuberías para gasoductos y eleoductos, troncales y de los otros. Lo fué en el caso del ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (rebautizado Perito Moreno) y está para anunciarse oficialmente que acaba de adjudicarse la provisión de los tubos para el Oleoducto Vaca Muerta Sur. Techint-Sacde serán constructores.
El sector de hidrocarburos en Argentina, con Vaca Muerta a la cabeza, presenta un panorama alentador. Sin embargo, se requiere un enfoque estratégico en inversión, innovación tecnológica y políticas públicas para mantener esta senda de crecimiento.
En un contexto energético global dinámico, el reciente informe del Instituto Argentino de Energía “General Mosconi” subraya avances clave en el sector de hidrocarburos, destacando un crecimiento sostenido en la producción de petróleo y gas no convencionales, principalmente en la cuenca Neuquina y la formación Vaca Muerta.
La producción total de petróleo en octubre de 2024 creció un 12.2% interanual (i.a.) y un 9.7% en los últimos 12 meses. Este incremento fue impulsado por el segmento no convencional, que representa el 54% del total anual y registró un crecimiento del 29.5% i.a., particularmente debido al desarrollo de Shale Oil.
La cuenca Neuquina, principal área productiva con el 68% del total nacional, experimentó un aumento del 18.7% anual. Por el contrario, las cuencas Golfo San Jorge, Cuyana, Austral y Noroeste mostraron caídas interanuales, con declives de hasta el 24.2% en la producción anual en la cuenca Noroeste.
Entre las empresas productoras, YPF se mantiene como líder con el 50% de la producción total, registrando un crecimiento anual del 10.7%, mientras que Vista y Pluspetrol destacan con incrementos del 27.1% y 10.1% anuales, respectivamente.
Gas no convencional
La producción de gas natural mostró un aumento del 5.7% i.a. en octubre y del 3.5% en los últimos 12 meses. El gas no convencional, que representa el 63% de la producción total, creció un 12.7% anual, impulsado principalmente por el Shale Gas con un alza del 20.7%.
La cuenca Neuquina fue la única en registrar un crecimiento anual, con un incremento del 8.2%, mientras que otras cuencas, como la Austral y la Golfo San Jorge, vieron reducciones significativas.
En cuanto a los principales operadores, YPF lidera con un 25% de la producción nacional, mientras que Total Austral y Tecpetrol incrementaron sus producciones anuales en un 20.5% y 7.4%, respectivamente. Un actor clave en este crecimiento es Pampa Energía, cuya producción de gas aumentó un 23% anual, representando la mitad del incremento total del país.
La formación Vaca Muerta continúa consolidándose como un pilar del desarrollo energético argentino. En octubre de 2024, representó el 54.2% de la producción nacional de petróleo y el 50.5% de la de gas natural. La producción de petróleo en la formación creció un 30.1% i.a., mientras que el gas natural aumentó un 13% i.a.
Pese al crecimiento, el informe resalta desafíos como la caída en la producción convencional y la necesidad de sostener inversiones en infraestructura y exploración. Asimismo, se observa una disminución en las importaciones de gas natural licuado (GNL) y gas de Bolivia, lo que refleja una mayor autosuficiencia energética.
Combustibles liquidos
En octubre de 2024, las ventas de combustibles líquidos mostraron un descenso del 4.9% i.a., reflejando menores ventas de naftas (-4.4%) y gasoil (-5.3%). Sin embargo, la refinación de petróleo creció un 12.5% i.a.
Alivio por exportaciones
A pesar de la creciente carga de los subsidios, la balanza comercial energética presentó un superávit de 618 millones de dólares en octubre y un acumulado de 4,302 millones de dólares en 2024. Este resultado fue impulsado por un aumento del 8.2% en las exportaciones de petróleo y una reducción drástica del 36.9% en las importaciones de gasoil.
El precio del gas natural en boca de pozo, calculado en base a regalías, alcanzó los 4,03 USD/MMBtu en octubre, un41,4% mayor al mismo mes del año anterior. Sin embargo, el precio promedio de importación del GNL fue de 10,7 USD/MMBtu, lo que refleja la necesidad de ajustar las políticas de importación y almacenamiento.
Subsidios energéticos
Según el informe, los subsidios energéticos acumulados en 2024 crecieron un 138% interanual, alcanzando la cifra récord de 5,7 billones de pesos. Este aumento es reflejo de la necesidad de financiar tanto los costos operativos como las tarifas subsidiadas en un contexto de creciente inflación y precios internacionales fluctuantes.
La mayor parte de estos fondos se destinó a CAMMESA, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, que recibió un 152% más de transferencias que el año anterior, representando 3,3 billones de pesos adicionales. Este crecimiento masivo expone la dependencia estructural de las empresas energéticas respecto a las ayudas estatales para cubrir sus costos.
Los datos sobre costos y precios de la energía muestran un descalce prolongado entre lo que cuesta generar electricidad y lo que pagan los usuarios. En octubre de 2024, el precio promedio que pagó la demanda cubrió solo el 84% de los costos de generación, una mejora respecto al 68% del mismo mes en 2023, pero aún lejos de la autosuficiencia.
Los costos de generación crecieron un 226% anual, mientras que los precios pagados por los usuarios aumentaron un 275% anual, indicando una cobertura parcial que sigue siendo insuficiente. Durante los últimos doce meses, el precio pagado por la demanda apenas cubrió el 56% de los costos totales.
Sector Eléctrico
El sector eléctrico argentino enfrenta una coyuntura desafiante en 2024, marcada por el incremento en la demanda, avances en generación renovable y altos costos que contrastan con una cobertura insuficiente de los precios pagados por los consumidores. Este panorama refleja tanto los logros recientes como los problemas estructurales del sistema energético.
En octubre de 2024, la demanda total de energía eléctrica aumentó un 2,1% interanual, impulsada principalmente por un incremento del 3,7% en el consumo residencial y del 1,2% en el segmento industrial y comercial. Sin embargo, la demanda acumulada anual presentó una leve contracción del 1,7% respecto al mismo período del año anterior.
La generación local también mostró una dinámica dispar: aunque se redujo un 0,4% interanual en octubre, el acumulado de los últimos doce meses evidenció un crecimiento del 0,4%. Las energías renovables y nucleares destacaron con incrementos del 13,4% y 51,9%, respectivamente, mientras que las fuentes térmicas e hidráulicas experimentaron contracciones del 4,4% y 6,8%.
Las renovables continúan ganando terreno, representando un 15,6% de la generación acumulada en los últimos doce meses. Entre las tecnologías destacadas, la eólica y solar lideraron con incrementos del 11,8% y 18,3% anual. Esto refleja avances hacia una matriz más sostenible, aunque aún queda camino por recorrer para cumplir con los objetivos establecidos por la Ley 27.191.
El costo promedio de generación eléctrica en octubre de 2024 aumentó un 271% interanual, mientras que el precio promedio pagado por los usuarios subió un 360%. Pese a esta diferencia, los precios solo cubrieron el 84% de los costos en octubre, mejorando desde el 68% registrado un año atrás. En este contexto, los subsidios energéticos alcanzaron los $5,7 billones en lo que va del año, un aumento del 138% respecto a 2023.
La OPEP prevé menor crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2025 de 1,54 millones de bpd a 1,45 millones de bpd.
La organización retrasó a principios de este mes su plan para comenzar a aumentar la producción hasta abril de 2025 en un contexto de caída de precios, informó Reuters.
Ahora la organización espera que la demanda mundial de petróleo en 2024 aumente en 1,61 millones de barriles por día (bpd), por debajo de su pronóstico de 1,82 millones de bpd el mes pasado.
La OPEP había mantenido sin cambios las perspectivas para 2024 hasta agosto, una opinión que había adoptado por primera vez en julio de 2023.
El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, destacó que “después de un 2024 en el que se han superado todas las expectativas de producción de gas y petróleo, el próximo año promete ser aún mejor en materia de inversiones para la provincia”.
“Estamos hablando de un monto superior a los 9.000 millones de dólares que han sido comprometidos por las empresas que están operando en Vaca Muerta”, aseguró.
Medele argumentó que “la seguridad jurídica y la continuidad de políticas de Estado permitieron que Neuquén haya sido en los últimos años un faro de atracción para las inversiones internacionales, sobre todo en el sector hidrocarburífero”.
Puso como ejemplo el tiempo transcurrido desde que comenzó el desarrollo de Vaca Muerta y destacó que “nunca hubo un cuestionamiento sobre las 47 concesiones no convencionales que llevamos otorgadas, y esta continuidad le da seguridad al inversor, que vuelve a apostar por la provincia en un mercado que es muy competitivo”.
Medele adelantó que “esa confianza se refleja en varios pedidos que tenemos para nuevas concesiones, tanto de empresas que ya están operando en nuestro territorio como de nuevas compañías. Estamos haciendo una evaluación de estos pedidos, incluso de una empresa de Brasil, lo que marca la expectativa de que podamos llegar con nuestro gas a ese país próximamente”.
Vaca Muerta contiene la segunda reserva mundial de gas no convencional, lo que según Medele hace que las principales empresas del mundo se fijen en Neuquén ya que “el gas es un hidrocarburo de transición y al ser más limpio va a tener una prioridad sobre el consumo de petróleo”.
“Las condiciones que se pactaron al momento de firmar las concesiones se han mantenido en el tiempo y eso tiene mucho valor a la hora de proyectar, tanto para las empresas como para el Estado provincial”, enfatizó el ministro.
En este sentido, comentó que en el negocio hidrocarburífero se piensa a largo plazo y puso como ejemplo a los proyectos de la planta de GNL y al puerto exportador de petróleo de YPF para facilitar la exportación.
“Eso lleva tiempo, antes de eso las empresas que producen tienen que tener un comprador y ese comprador tiene que saber a qué precio va a adquirir el petróleo y el gas. Son todos engranajes de una misma maquinaria donde la previsibilidad es fundamental”, describió Medele.
El Vicepresidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA), y CEO de Genneia, Bernardo Andrews, estimó que “entre 2016 y 2025 habremos ahorrado divisas al país por alrededor de 10.000 millones de dólares en sustitución de importaciones de combustibles fósiles”, y destacó que “entre este año y 2026 invertiremos más de 4.500 millones de dólares en nueva capacidad renovable”.
Andrews señaló además que, “desde este año, la CEA amplió su compromiso de expandir su horizonte hacia nuevas tecnologías y soluciones energéticas, como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación”. “Este enfoque ampliado busca promover un diálogo colaborativo entre desarrolladores, operadores, fabricantes y otros actores clave, fortaleciendo el rol de las energías renovables en el sistema energético argentino”, remarcó.
Las declaraciones del directivo tuvieron lugar durante un encuentro de fin de año en la Asociación Círculo Italiano de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con la participación de asociados, directivos, legisladores, periodistas y otros protagonistas del sector energético nacional.
Andrews destacó los avances y perspectivas del sector, e hizo hincapié en la importancia de la energía eólica para el desarrollo económico y ambiental del país. El sector creció alentado por la Ley 26.190/2006, y ya es tiempo de analizar en el ámbito gubernamental y parlamentario su posible prórroga.
En la actualidad los socios de la CEA son responsables del 81% de la generación eólica del país, lo que refleja el impacto de las inversiones realizadas y el esfuerzo conjunto del sector.
“Este avance no solo ha favorecido la creación de empleo y el progreso tecnológico, sino que también ha consolidado a la energía renovable como un pilar estratégico para la descarbonización de la economía argentina y el cumplimiento de compromisos climáticos internacionales”, destacó Andrews.
Y refirió que “sin energías renovables, los sectores exportadores locales más importantes no podrán ingresar a los mercados más desarrollados, que imponen estándares cada vez más exigentes en términos medioambientales”.
En los últimos años, Argentina experimentó un notable desarrollo en energías renovables. Según datos oficiales, la participación de estas fuentes en la matriz energética nacional supera el 15 %, con la energía eólica como la mayor contribuyente.
Este crecimiento ha sido posible gracias a un marco regulatorio favorable, inversiones significativas y un potencial natural excepcional para proyectos de generación limpia.
“Sin embargo, remarcó Andrews, el sector enfrenta desafíos clave, entre ellos la necesidad de ampliar la red de transporte eléctrico para integrar la nueva capacidad instalada”.
Al respecto, resultó alentador el anunció de la Secretaría de Energía referido a la decisión de activar licitaciones para el tendido de nuevas redes de transmisión en alta tensión.
Este punto, destacado por la CEA, será esencial para desbloquear el potencial de las renovables y garantizar el suministro energético sostenible que el país necesita.
La Cámara, actualmente presidida por Martín Brandi (PCR), reafirmó su compromiso de continuar trabajando en estos desafíos, impulsando la transición energética y fortaleciendo la posición de Argentina como líder regional en energías renovables.
Acerca de CEA:
La CEA es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector de energías renovables en Argentina. El actual enfoque de la Cámara está integrado por nuevas tecnologías y soluciones energéticas como la energía solar, el hidrógeno, el almacenamiento y la innovación.
A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía renovable, se destacó.
Las compañías PCR e YPF S.A firmaron el acuerdo de cesión por parte de la petrolera de mayoría accionaria estatal de las áreas Llancanelo y Llancanelo R, ubicadas en la localidad de Malargüe, luego de un proceso de análisis técnicos, ambientales y económicos realizado por el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza que autorizó la entrega de dichas áreas.
Llancanelo y Llancanelo R conformaban uno de los clusters del “Plan Andes”, por el cual YPF se está desprendiendo de medio centenar de áreas, en este caso en la provincia de Mendoza.
De esta manera, a partir de la firma PCR pasa a ser la operadora y concesionaria de las áreas Llancanelo junto con todos los activos relacionados para su explotación. La compañía estima desplegar un plan de inversiones del orden de los 120 millones de dólares para el desarrollo de las áreas en los próximos 5 años, condicionado al éxito de las actividades proyectadas, indicó.
Este yacimiento se suma a las 5 áreas que hoy PCR ya opera en la zona y que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina: El Sosneado, Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán.
Dentro de los compromisos asumidos por PCR se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos para los próximos 5 años (3 de ellos en 2025) y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas.
Hoy en día, el bloque produce 1.800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción, niveles que PCR prevé incrementar en el corto plazo. Adicionalmente, se planifica también la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales. La compañía estará sumando reservas por 8 millones de barriles de petróleo, se indicó.
Las áreas Llancanelo y Llancanelo R se encuentran en explotación de petróleo pesado y de alta viscosidad, un recurso de alta demanda en el mercado actual. Ambas áreas son cedidas con concesiones de explotación vigentes, cuyos vencimientos operarán, en el caso de “Llancanelo”, en el año 2036, mientras que el área “Llancanelo R” vencerá en noviembre de 2027, con posibilidad de prórroga.
El CEO de PCR, Martín Federico Brandi, señaló: “Estamos muy contentos de concretar la adquisición de esta nueva área, que se suma a las que ya operamos en la zona. Nuestro objetivo es poder incrementar la producción y las reservas de las áreas adquiridas, a través de la inversión en tecnología, perforando nuevos pozos y recuperando pozos que hoy se encuentran inactivos, siempre en un marco de sostenibilidad ambiental que es una prioridad de la compañía en el desarrollo de los yacimientos”.
PCR es una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento.
La compañía es principal fabricante de cemento en la región patagónica, y una de las líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
En su división cemento, la compañía cuenta con 2 plantas de producción en Comodoro Rivadavia, Chubut y Pico Truncado, Santa Cruz con una capacidad instalada de 800 mil toneladas por año.
En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 20.878 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.
La Unión Europea y el Mercosur cerraron un acuerdo comercial largamente buscado a pesar de las vehementes objeciones de Francia, que ha prometido encabezar una ofensiva para obstruir su ratificación.
Las partes acordaron en principio los términos del pacto comercial el viernes, después de que la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, viajara a Uruguay para asistir a la cumbre del Mercosur de esta semana, a pesar de que un enfurecido presidente francés, Emmanuel Macron, le dijo que los términos eran “inaceptables”.
Tras más de dos décadas de negociaciones, el acuerdo es una oportunidad para que la UE y la unión aduanera sudamericana fundada por Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay aprovechen nuevos mercados para sus productos en medio de la feroz competencia de China y las amenazas arancelarias de Donald Trump. Sería el mayor acuerdo comercial jamás celebrado por ninguno de los dos bloques.
La ratificación será una lucha larga y difícil en la UE. Si se aprueba, el acuerdo crearía un mercado integrado de 780 millones de consumidores, dando un impulso al asediado sector manufacturero de la UE y a la vasta industria agrícola del Mercosur. También reforzaría la presencia de la UE en una región en la que China se ha convertido en un importante proveedor industrial y en el principal comprador de materias primas, al tiempo que ayudaría a aislar a ambos bloques de una posible guerra comercial de Trump.
Los exportadores de automóviles de la UE, en particular, se beneficiarán de la supresión gradual de los actuales aranceles del 35%. También se eliminarían los elevados aranceles sobre productos industriales como piezas de automóviles, maquinaria, productos químicos, prendas de vestir y textiles
Pero varios países europeos, sobre todo Francia y Polonia, se oponen rotundamente, sobre todo por el impacto que tendrá en el sector agrario. Los agricultores europeos temen que la afluencia de productos procedentes de América Latina, producidos con normas menos estrictas, les coloque en una situación de desventaja injusta. Macron se ha enfrentado a la indignación de los agricultores que se oponen al acuerdo, y actualmente está haciendo frente al colapso de su gobierno en casa. Funcionarios franceses cercanos a Macron se han mostrado críticos con von der Leyen, insistiendo en que el acuerdo podría ser rechazado por los Estados miembros incluso después de que ella lo firme.
Dado el amplio consenso existente en Francia en contra del acuerdo, es probable que Macron continúe la lucha, ya que se enfrenta a una serie de retos políticos cada vez mayores en su país.
Las dos partes llegaron a un acuerdo preliminar similar en 2019, pero nunca lo firmaron debido en gran parte al proteccionismo europeo y la hostilidad hacia las políticas ambientales del ex presidente de Brasil, Jair Bolsonaro. Pero el actual líder de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, ha sido uno de los más firmes defensores del acuerdo desde que asumió el cargo en 2023. El presidente uruguayo, Luis Lacalle Pou, también ha presionado mucho para que se complete Alemania, que representa alrededor de una quinta parte de la población de la UE, es un firme defensor del acuerdo, al igual que España.
El ex secretario de Energía, Darío Martínez, actualmente diputado provincial, expresó durante la sesión del jueves 5, que “me preocupa una cuestión de fondo, que tiene que ver con el futuro de Neuquén, y es el precio de nuestra producción en Vaca Muerta”.
Martínez expresó su “sorpresa por la volatilidad de los proyectos de GNL de YPF”, y especialmente por los dichos del presidente de la empresa, Horacio Marín. “Sus declaraciones son tan cambiantes, sobre un tema tan serio, que parecen poco creíbles”, indicó.
“Primero declaraba que era inminente el inicio del proyecto con Petronas, lo que implicaba traer barcos factoría y luego construir una mega planta. Ante la baja de Petronas, anunció que el proyecto continuaba tal cual, pero con nuevos socios. Ahora anuncia que se suma al proyecto de PAE y que no se construiría una planta en tierra”, explicó el legislador.
En ese sentido, Martínez dijo que “en todos esos anuncios ve un factor común que es una intención de imponer precios más bajos del gas en boca de pozo, lo que afectaría a las regalías de Neuquén y por lo tanto a todos los neuquinos”.
“Vaca Muerta puede producir el gas que necesita la Argentina y toda la región, y también tiene capacidad de abastecer las plantas de GNL. Cualquier demanda de gas es buena para los neuquinos porque genera regalías, trabajo y mejora el presupuesto provincial”, dijo el legislador.
Martínez hizo hincapié en que “es importante que desde Neuquén empujemos el pedido de infraestructura para ampliar la producción y el transporte del gas”. En tal sentido pidió al Gobernador de la provincia (Rolando Figueroa) que demande las obras que faltan, y remarcó que lo va a acompañar para conseguir lo que sea necesario para mejorar el desarrollo de Vaca Muerta.
Además, dijo que “si bien todas las iniciativas de exportación son buenas, estoy viendo que las productoras intentan avanzar con proyectos en los que establece cuál debería ser el precio del gas de los neuquinos. Ahí tenemos que prender una luz roja”, manifestó.
“Hay que llegar con gas neuquino a Brasil, y también producir el GNL, pero hay que defender el precio del gas. Hoy el gas que se coloca en el mercado es el del Plan Gas a 3,5 dólares el millón de BTU, pero veo una intención de lograr precios más bajos en boca de pozo en algunos proyectos. Tenemos que defender el precio del gas, no podemos exportar a menos del precio que paga el mercado interno. Defender el precio del gas es defender el futuro de Neuquén”, remarcó.
El Consejo Directivo de CECHA, entidad empresaria que nuclea a empresarios de estaciones de servicio, comunicó que “Respaldamos la iniciativa del Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado de la Nación Argentina por la cual se propicia el autoservicio en las estaciones de servicio de la República Argentina”.
“La medida resultará una herramienta útil para consumidores y estacioneros que brindará nuevas alternativas en la operación de nuestros negocios”, afirmaron.
Y consideraron que la iniciativa del gobierno nacional “Es el inicio de un largo proceso que implica un cambio cultural y que nos iguala a lo que sucede en el resto del mundo”. “Resultará de mucha utilidad en feriados y turnos nocturnos”, añadieron.
La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines es presidida por Isabelino Rodriguez, quien sucedió en el cargo a Gabriel Bornoroni, actualmente diputado nacional (LLA).
CECHA aseveró que “Nuestro personal seguirá siendo de vital importancia, al tiempo de su implementación. Modernizar es crecer”.
Foto aérea del parque eólico Peralta I & II en el departamento de Tacuarembó, Uruguay.
Pluspetrol, una compañía privada internacional con más de 45 años de experiencia en la industria energética en los sectores de producción de hidrocarburos, generación eléctrica, y minería, se complace en anunciar la adquisición de los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II en Uruguay, propiedad de los fondos DIF Infrastructure V y DIF Infrastructure VI, respectivamente, administrados por CVC DIF.
Estos parques constituyen el segundo mayor portafolio de generación eléctrica renovable privada del Uruguay. Ubicados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, los parques cuentan con 72 aerogeneradores Enercon E-92, con una capacidad instalada total de alrededor de 170 MW. Esta infraestructura proporciona energía sostenible a aproximadamente 60.000 hogares uruguayos, lo que representa una reducción anual de ~25.000 toneladas de CO2 en la huella de carbono de la matriz energética del país.
La adquisición de estos parques eólicos marca el primer paso de Pluspetrol en el ámbito de la generación eléctrica renovable y forma parte de su estrategia de diversificación e inversión en fuentes de energía sostenible. Pluspetrol continuará explorando oportunidades relacionadas con la transición energética, reafirmando su compromiso de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las generaciones presentes y futuras.
La compañía Pluspetrol anunció la adquisición de los parques eólicos Cerro Grande y Peralta I y II en Uruguay, propiedad de los fondos DIF Infrastructure V y DIF Infrastructure VI, respectivamente, administrados por CVC DIF.
Estos parques constituyen el segundo mayor portafolio de generación eléctrica renovable privada del Uruguay. Ubicados en los departamentos de Tacuarembó y Cerro Largo, los parques cuentan con 72 aerogeneradores Enercon E-92, con una capacidad instalada total de alrededor de 170 MW.
Esta infraestructura proporciona energía sostenible a aproximadamente 60.000 hogares uruguayos, lo que representa una reducción anual de ~25.000 toneladas de CO2 en la huella de carbono de la matriz energética del país.
La adquisición de estos parques eólicos marca el primer paso de Pluspetrol en el ámbito de la generación eléctrica renovable y forma parte de su estrategia de diversificación e inversión en fuentes de energía sostenible, comunció la compañía.
Pluspetrol continuará explorando oportunidades relacionadas con la transición energética, reafirmando su compromiso de potenciar el desarrollo energético sostenible para el bienestar de las generaciones presentes y futuras, describió.
Con destacada presencia en la actividad hidrocarburífera en la Argentina, Pluspetrol es una compañía privada internacional con más de 45 años de experiencia en la industria energética en los sectores de producción de hidrocarburos, generación eléctrica, y minería.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que la Compañía se integrará como socia, con una participación del 15 %, en Southern Energy, creada por Pan American Energy (PAE) y Golar LNG para el proyecto de producción de GNL con vistas a su exportación.
Este proyecto, que recientemente solicitó su ingreso al RIGI, permitirá posicionar a la Argentina en el mercado global de GNL, destacó Marín.
El Directivo reveló además la decisión de YPF de encarar otro proyecto de producción de GNL para exportar, mediante dos barcos procesadores propios cuya ingeniería de diseño ha sido encargada por la Compañía. Su instalación en puerto para comenzar a producir se proyecta para 2027.
Al respecto, Marín hizo hincapié en que la idea es que en este proyecto también participen otras productoras, replicando así el criterio que se sigue en Southern Energy. La realización de estos proyectos permitiría contar con gas para procesar GNL durante todo el año.
Su realización abre interrogantes acerca de la construcción de la gran planta procesadora de GNL en continente que YPF venía diseñando con Petronas, incluso ante el eventual reemplazo de la Compañía malaya (por su retiro del proyecto) por otra u otras de las grandes operadoras internacionales del mercado internacional del GNL.
Acerca del proyecto ya activado por PAE-Golar, la semana pasada se conoció también la asociación de Pampa Energía, que tendrá una participación del 20 % en Southern Energy.y se compromete a suministrar el 22,2 % de los volúmenes de gas natural desde sus yacimientos en la cuenca neuquina. También se integrarán al proyecto otras productoras de gas on shore y off shore. Una de ellas es la británica Harbour Energy, que en setiembre se quedó con los activos en gas y petróleo de Wintershall Dea.
El proyecto liderado por Pan American Energy implica la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” de Golar, contratado por Southern Energy, en el Golfo San Matías (Río Negro) y permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural licuado.
El desarrollo del proyecto implica una inversión de U$S 2.900 millones en los próximos 10 años, y se prevé que alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil.
El gas a procesar para su conversión a GNL provendrá de Vaca Muerta, y también de Tierra del Fuego (Cuenca Marina Austral). El buque tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural.
Con mucho entusiamo, y durante un diálogo con el periodismo, Marín reveló que continuará la tarea de “abrir mercados para el GNL argentino”, y en tal sentido encarará el 1 de enero un viaje de tres semanas para tomar contacto con empresas de países asiáticos ( China, Japón, Arabia Saudíta entre ellos). En los últimos meses Marín también viajó con el mismo objetivo a países de Europa.
“El año próximo será muy intenso en lo comercial, y también en lo que respecta a conseguir el financiamiento de nuestros proyectos”, enfatizó.
Oleoducto Vaca Muerta Sur
Marín consideró además “muy posible” que en la próxima semana YPF pueda anunciar oficialmente la firma con otras empresas productoras de petróleo en la cuenca neuquina del acuerdo de asociación para activar, en enero próximo, la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur.
YPF diseñó el proyecto VMOS y creó una firma específica con ésa denominación. Invitó a asociarse a otras productoras en V.M. y así se integraron Vista, Pluspetrol, PAE, Pampa Energía, Chevron y Shell. Este proyecto resultó el primero del rubro presentado al gobierno en calificar para el RIGI.
La construcción y tendido del ducto, en sus dos tramos, las estaciones de bombeo del crudo, los tanques de almacenaje, y del puerto de salida con dos monoboyas para cargar barcos de gran porte, demanda una inversión de 2.700 millones de dólares.
El primer tramo del VMOS parte de Loma Campana (NQN) hasta Allen, son 130 kilómetros de extensión para empalmar con el ducto de Oldelval con destino a Puerto Rosales (Bahía Blanca). tiene un costo de 200 millones de dólares y la obra ya presenta un grado de avance del 50 por ciento.
El Tramo 2 implica construir y tender el oleoducto desde Allen hasta la localidad rionegrina costera de Punta Colorada (440 kilómetros de extensión ), donde se construirán la planta de tanques de almacenaje de crudo y el puerto de embarque. La inversión se calculó en U$S 2.500 millones.
En este proyecto ya se avanzó con las licitaciones para la provisión de los caños, y para la construcción y tendido del ducto. En los próximos días se oficializarán los nombres de las empresas adjudicatarias. El grupo Techint y Sacde serán protagonistas principales de las obras.
En un contexto crítico con respecto a la disponibilidad suficiente del sistema eléctrico para satisfacer la previsible mayor demanda del iniminente verano, tal como lo reconoció el gobierno, se activan medidas en generación, transporte y distribución procurando limitar los riesgos en el suministro.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) presentó su campaña “Hacé la diferencia”, una iniciativa que busca concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico y valorar el profesionalismo de quienes trabajan en la distribución de energía.
El verano argentino se caracteriza por altas temperaturas que impulsan un mayor uso de aires acondicionados, que aumentan significativamente la demanda de energía. Solo el uso de estos equipos en la temporada estival representa una exigencia de 10.000 MW, un 40 % más que el promedio anual.
El verano pasado hubo un pico de 29.653 MW y, según estimaciones de Cammesa, en 2025 se incrementará este máximo histórico.
Este incremento puede reflejarse en facturas más altas y mayor estrés en la red eléctrica, especialmente durante fenómenos climáticos extremos como olas de calor, tormentas o sequías.
A través de esta campaña, Adeera invita a los usuarios a implementar simples acciones en el hogar, comercio o industria para reducir el impacto en la red eléctrica, contribuir con el cuidado del ambiente y bajar el consumo hasta un 30 % :
Mantener una temperatura adecuada en el aire acondicionado
Ajustar entre 24°C y 26°C. Cada grado por debajo de esta franja incrementa el consumo en un 8 %. Además, apagarlos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores puede hacerlos más eficientes.
Optimizar la iluminación con luz natural y LED
Abrir cortinas y persianas durante el día puede minimizar la necesidad de encender las luces. También es importante reemplazar las lámparas incandescentes por lámparas LED que son hasta un 80 % más eficientes y tienen una mayor durabilidad.
Desconectar los electrodomésticos en modo stand-by
Aunque parecen estar apagados, siguen consumiendo energía de manera innecesaria. Este consumo “fantasma” puede representar entre un 5 % y un 10 % de la factura eléctrica.
Evitar el uso simultáneo de equipos de alto consumo
Apagar el aire acondicionado en los espacios desocupados. Evitar utilizar al mismo tiempo equipos de alto consumo, como planchas y aires acondicionados, puede ayudar a reducir el consumo eléctrico en el hogar, disminuir la demanda sobre la red y optimizar el rendimiento de los equipos.
Planchar y lavar en horarios de menor demanda
Programar estas tareas fuera de los picos de demanda (13 h a 16 h) puede marcar una diferencia significativa. Adeera sugiere programar estas actividades temprano en la mañana o después del atardecer. Para este caso, cambiar los horarios de uso no significa consumir menos energía, pero sí reducir los picos de demanda.
Cada usuario tiene el poder de colaborar en el cuidado del sistema eléctrico. En un contexto de alta demanda y eventos climáticos extremos, el consumo eficiente de energía no solo alivia la red, sino que reduce el riesgo de interrupciones.
Detrás de cada interruptor que se enciende, hay un sistema complejo que involucra una infraestructura avanzada y el esfuerzo de más de 60 mil personas dedicadas a asegurar el suministro eléctrico a millones de argentinos.
Con la colaboración de todos, se puede hacer una gran diferencia este verano y construir un futuro más sostenible, destacó la entidad.
Acerca de ADEERA
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
La Secretaría de Energía publicó una serie de resoluciones que oficializaron los ajustes que fueron anticipados la semana pasada desde el ministerio de Economía para el gas y la electricidad con vigencia en el último mes del año.
También fijó nuevos precios para los biocombustibles en diciembre, y oficializó la prórroga del proceso de transición tarifaria y del actual esquema de subsidios para el gas y la electricidad.
A través de la Resolución 386/2024 actualizó desde el 1 de diciembre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para usuarios Residenciales, y para los del Servicio General “P” (SG-P) -usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima (no hay un contrato de servicio de gas).
A modo de referencia, cabe consignar que en el caso de usuarios del AMBA pagarán el gas PIST a U$S 3,08 el MMBTU.
Por otra parte, mediante la resolución 384/2024 activó la prórroga por seis meses, hasta el 31 de mayo de 2025, del período de transición en la restructuración tarifaria para la electricidad y el gas con el objetivo final de definir y poner en práctica un “esquema de subsidios energéticos focalizado” que comprenderá a un número reducido de usuarios de bajos ingresos, que actualmente revisten en el Nivel 2 de la segmentación tarifaria dispuesta en 2022, que caducará.
Asimismo, a través de la resolución 387/2024 la S.E. estableció un nuevo precio spot máximo para la electricidad en diciembre, para los contratos en el MEM, de $ 11.528 el MWh.
Por otra parte, y a través de la resolución 392/2024 Energía fijó nuevos precios mínimos de adquisición para los biocombustibles para su mezcla obligatoria con las naftas. En diciembre es de $ 703 por litro en el caso de bioetanol elaborado en base a caña de azúcar, y de $ 645 para el elaborado en base a maíz. Energía estableció que el plazo de pago de estos productos por parte de la petroleras deberá hacerse en un máximo de treinta días.
En el mismo orden, la resolución 393/2024 fijó un precio mínimo de adquisición del biodiesel para su mezcla con gasoil en diciembre de $ 1.064.595 la tonelada. El pago a los productores deberá hacerse dentro de los siete días corridos de realizada la operación.
La Secretaría de Energía de la Nación actualizó, mediante la Resolución 394/2024, el precio máximo de referencia para las garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), estableciendo que el precio de la garrafa de 10 kilogramos, incluyendo impuestos y costos adicionales, pasará de $ 8.500 a $ 10.500.
Energía comunicó que “esta medida tiene como principal objetivo que el precio de la garrafa refleje los costos reales del sistema, asegurando así el normal abastecimiento para todos los usuarios”.
Y agregó que “con esta actualización, el precio se alinea en un 90 % con el valor de paridad de exportación (PPE), en cumplimiento de la normativa vigente y de los principios establecidos por la Ley 26.020”. (marco regulatorio para el GLP).
La S.E. describió que el retraso acumulado en los precios del GLP en los últimos años afectó significativamente el funcionamiento del mercado, generando desequilibrios que pusieron en riesgo el abastecimiento normal de gas butano en garrafas.
“Este ajuste busca subsanar esas distorsiones, promoviendo un mercado más eficiente y sostenible. Es decir, que busca corregir el retraso acumulado que afectó al mercado, garantizando un abastecimiento sostenible, reduciendo la informalidad en la comercialización y fomentando inversiones privadas para mejorar la infraestructura y seguridad del sector”, se indicó.
“Este cambio se enmarca en un proceso más amplio de desregulación del mercado de GLP impulsado por el Gobierno Nacional. Dicho proceso tiene como finalidad promover una mayor eficiencia económica, incrementar la competitividad entre actores privados y elevar los estándares del mercado local de GLP a niveles internacionales”, argumentó la cartera a cargo de María Tettamanti.
La Secretaría de Energía ratificó “su compromiso con el fortalecimiento de este sector clave, velando por la seguridad, la sostenibilidad y el acceso equitativo al GLP para los hogares argentinos”.
La Secretaria de Energía, María Tettamanti, afirmó que “por el momento no está en agenda la licitación para la construcción de la Etapa 2 del ex Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner (GPNK) ahora denomindao Gasoducto Perito Moreno.
En rigor vino a confirmar lo que ya había trascendido durante la gestión de su antecesor en el cargo, Eduardo Chirillo. La Etapa 1 del ex GPNK se encaró vía la estatal Enarsa y fue financiada con recursos del Estado, incluído fondos recaudados por la vía del “aporte” realizado por los tenedores de grandes fortunas en base a una Ley específica.
La Etapa 2 del ducto troncal para trasportar gas desde Vaca Muerta contemplaba una extensión desde Salliqueló (Buenos Aires) hasta San Jerónimo, en el sur de la provincia de Santa Fe.
Ahora Tettamanti no sólo confirmó que en caso de realizarse esa obra deberá ser por iniciativa del sector privado, sino que además ratificó que el gobierno avanzará con la privatización de ENARSA.
La Secretaria de Energía, María Tettamanti, destacó que “estamos transitando un proceso de recomposición acelerada de los precios de la energía en un contexto de desregulación del mercado” y consideró que “el salto en las tarifas se dió sin los problemas ocurridos en el pasado (en alusión a los conflictos judiciales durante el gobierno de Mauricio Macri) y yo creo que eso se debe a que la sociedad en general entendió que lo que no se paga por un lado (tarifa) se paga por el otro, con el impuesto inflacionario”.
“La idea es continuar en este mismo sentido de corregir los precios regulados” agregó, y con relación al tema de los subsidios a usuarios del gas y la electricidad indicó que se transitará “un período de transición hasta abril con el actual esquema de segmentación (N1, N2 y N3) para luego pasar a un esquema de tarifa focalizada, asimilable a una tarifa social, para las personas que realmente lo necesiten y que fomente la eficiencia en el uso”.
“La idea es que haya un bloque mínino (de usuarios) subsidiado, y que a partir de ahí para el resto se empiece a manifestar en la tarifa el costo real que debe pagarse”, puntualizó.
Tettamanti agregó que se está trabajando el tema con los entes reguladores de la electricidad y del gas (ENRE y ENARGAS) y que en el caso del gas “se esta considerando para el bloque a subsidiar una diferenciación por volumenes en base a las necesidades de consumo de una familia considerando las distintas regiones, por cuestiones climáticas”.
La funcionaria formuló estas declaraciones al participar en una jornada sobre temas de energía organizada por Econojournal en la ciudad de Buenos Ares.
Tettamanti se manifestó “convencida” de que hay que concretar una revisión integral de las tarifas de estos servicios para un período quinquenal en base a lo que establecen las leyes de marco regulatorio.
En principio debía estar concluída a fin de año pero ahora se dispuso una prórroga del plazo para definirla hasta mayo de 2025. Mientras tanto seguirán aplicándose subas transitorias mensuales definidas por el ministerio de Economía.
“El valor de las tarifas tiene que salir de un cálculo en base a criterios que fijan los Entes, siento que no debería ser difícil llegar a definir y aplicar una tarifa justa y razonable. Habrá que ver cómo da el cálculo y veremos si su aplicación puede ser un una sola vez, o en dos, o en tres pasos, tal como se hizo en la RTI de 2017”, describió la Secretaria de Energía.
“Hay que evaluar el ritmo, la velocidad para llegar al objetivo, pero las tarifas tienen que estar determinadas y ajustadas en base a la Ley. Deben cubrir los costos (de producción, transporte, distribución), la amortización, y garantizar al prestador una rentabilidad razonable”, señaló.
Tettamanti reconoció que para la puesta en vigencia de los futuros cuadros tarifarios “no podemos desconocer la macroeconomía”. “Tengo que ver el tema con el ministro de Economía, no podemos hacer algo en este sector que vaya en contra de hacer sustentable este sistema, que debe ser perdurable en el tiempo”.
“En ése marco el sector empresario va a invertir”, señaló la funcionaria en alusión a la realización de la infraestructura necesaria (generación, transporte y distribución) de estos servicios. Al respecto anunció la preparación de un llamado a licitación para obras de transporte de energía en alta tensión en el AMBA.
“Me cuesta ser paciente porque no lo soy, pero digo, vayamos un poco mas despacio pero vayamos hacia el objetivo fijado”, expresó.
Como economista, Tettamanti afirmó tener “una visión monetarista”, y sostuvo que “la inflación es un fenómeno exclusivamente monetario, con lo cual no creo que un aumento de la tarifa aumente la inflación, pero lo que sí obviamente pasa es que un aumento de tarifa va a aumentar el costo de la canasta básica, y eso va atener un impacto social y politico que se debe considerar, no lo puedo desconocer”.
Shell firmó con la estatal Qatar Energy un acuerdo para el suministro de gas natural licuado (GNL) a China a partir de 2025. Son tres millones de toneladas métricas anuales de GNL China es el mayor importador mundial de GNL. Qatar es el tercer exportador mundial de GNL, por detrás de Estados Unidos y Australia. Ha exportado 73 millones de toneladas métricas de GNL en lo que va de año, según datos de la empresa de análisis Kpler.
A través del Decreto 1060/2024, el Gobierno Nacional declaró de Interés Público Nacional la iniciativa privada de la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS) para ampliar el Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK) y aumentar el transporte de gas desde Vaca Muerta, especialmente a la zona del Litoral.
El proyecto “Incremento de la Capacidad de Transporte de Gas Natural en la Ruta Tratayén – Litoral Argentino” tendrá una inversión de 500 millones de dólares y será la primera obra pública de iniciativa privada en la gestión del presidente Javier Milei, comunicó la Secretaría de Energía.
La iniciativa incluye la ampliación del Gasoducto Perito Moreno entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires) y los trabajos en 4 plantas compresoras. Esto permitirá sumar 14 millones de metros cúbicos diarios a la capacidad de transporte de gas a los 21 millones que ya está transportando, alcanzando así los 35 millones en toda la traza.
Al sustituir el gas importado por el producido en Vaca Muerta, este proyecto le generará al país un ahorro fiscal de 567 millones de dólares, lo que significa más divisas para la Argentina.
Del concurso para la adjudicación de las obras, que estará a cargo de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, podrá participar cualquier empresa interesada.
El proyecto de TGS fue presentado dentro del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), un marco regulatorio que ofrece previsibilidad, incentivos fiscales y jurídicos durante 30 años para atraer proyectos de inversión que superen los 200 millones de dólares.
“Esta iniciativa contribuirá de manera significativa a los objetivos de maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos en todo el país”, señaló Energía.
Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en todo el país registraron a partir de la cero horas del domingo 1 de diciembre incrementos promedio del 3 por ciento.
Los ajustes a la suba resultan de la compensación parcial de la devaluación del peso en relación al dólar durante noviembre, y también de la actualización a partir del 1 de diciembre de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) dispuestas por el gobierno nacional.
Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles en el mercado local registradas en los últimos meses.
En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 2,87 % considerando todos los productos, lo cual implica variaciones según zonas del país. En el caso de la región patagónica la suba supera al promedio antes indicado y tiende a reducirse la brecha con el resto del país.
A modo de referencia, los nuevos precios de YPF en estaciones de servicio ubicadas en CABA son los siguientes: Nafta Súper $ 1.108 el litro; Infinia Nafta $ 1.370; Diesel 500 (común) $ 1.123, y el Infinia Diesel $ 1.368.
En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.173 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.421; el Diesel Evolux (común) a $ 1.228, y el VPower Diesel a $ 1.430.
En las próximas horas también subirán precios otras importantes marcas del mercado local, como Axion y Puma.
Diciembre arrancará con aumentos del 2% en las tarifas de electricidad, de 2,7% en las de gas natural por red, y del 1% en el Impuesto a los Combustibles Líquidos, confirmó el Ministerio de Economía.
Los precios de los combustibles líquidos en estaciones de servicio tendrían un ajuste mayor al considerar además la incidencia de la variación del precio internacional del crudo, y la devaluación del peso en relación al dólar. Se estima que rondaría el 3 por ciento promedio.
Economía aplica así el criterio de ajustar los precios de los servicios públicos (AySA aumentaría el 3 %) en base a la evolución mensual de la inflación. Resta saber cuando avanzará hacia la eliminación casi total de los subsidios a las tarifas de luz y gas que tiene previsto, lo que significará una suba importante en las facturas del usuario final.
La compañía Pampa Energía comunicó que se suma al proyecto de GNL impulsado por Pan American Energy y se convertirá así en el segundo mayor accionista del proyecto que permitirá exportar GNL, a partir de la instalación de un buque de licuefacción en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro.
Pampa tendrá una participación del 20 % en la sociedad Southern Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto, y se compromete a suministrar el 22,2 % de los volúmenes de gas natural desde sus yacimientos en la cuenca neuquina.
Gustavo Mariani, CEO y vicepresidente de Pampa Energía, destacó: “Decidimos sumarnos porque consideramos que es un proyecto muy importante para que el país se transforme en exportador mundial de gas natural licuado”. “Esto ayudará a la consolidación de la estabilidad macroeconómica, transformando las inconmensurables reservas que tenemos bajo tierra en divisas que agigantarán la política de superávit comercial” agregó.
Actualmente Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos de gas natural por día en sus yacimientos Sierra Chata y El Mangrullo en Vaca Muerta, con picos de 17 millones en invierno.
Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, sostuvo que “el gas natural no convencional de Vaca Muerta es competitivo con los mejores recursos a nivel mundial y necesita desarrollar nuevos mercados para consolidar su crecimiento. El GNL nos abrirá la puerta al mundo y con Southern Energy buscamos ser un proveedor confiable para el mercado global”.
“Este proyecto, al que hoy se suma Pampa Energía, es el primer paso de un camino que se desarrollará en etapas y que debe involucrar a toda la industria”, expresó.
El proyecto liderado por Pan American Energy permitirá exportar 11,5 millones de metros cúbicos al día de gas natural. A través de una inversión de 2.900 millones de dólares en los próximos 10 años, y que se prevé alcanzará los casi 7.000 millones de dólares a lo largo de toda su vida útil, el proyecto permitirá la instalación y operación del buque de licuefacción “Hilli Episeyo” de Golar, contratado por Southern Energy, en el Golfo San Matías.
El buque tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural.
Este proyecto, que recientemente solicitó su ingreso al RIGI, permitirá posicionar a la Argentina en el mercado global de GNL, en donde el país aún no tiene participación. Además, favorecerá la creación de empleo y el desarrollo de toda la cadena de valor del gas natural con elevada participación de proveedores locales.
Del 18 al 22 de noviembre, Cartagena, Colombia, fue sede del 44° Encuentro Anual de la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA), un evento clave para la industria petroquímica y química en América Latina. Este encuentro reunió a líderes del sector para discutir innovaciones, establecer contactos y explorar nuevas oportunidades de negocio.
YPF QUÍMICA se posicionó como un actor clave en la industria petroquímica, destacándose con un espacio exclusivo en la convención, donde se realizaron encuentros comerciales para seguir ampliando oportunidades de crecimiento y desarrollo de negocios.
Se demostró el compromiso del crecimiento de YPF con su Plan 4×4 y su impacto en la industria petroquímica, así como en la innovación y la excelencia operativa del negocio YPF QUIMICA.
Durante las conferencias, YPF tuvo una participación destacada en distintos paneles: . Innovación y Sostenibilidad: una alianza que transforma . Desarrollo económico en la región: El potencial de Vaca Muerta
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