Gustavo Petro, presidente de Colombia, pidió a la petrolera estatal Ecopetrol vender sus operaciones de ‘fracking’ en EE.UU., un día después de que esta empresa anunciara un acuerdo con Occidental Petroleum (OXY) para ampliar su operación con esta técnica en la cuenca del Permian, una de las áreas con mayores reservas de hidrocarburos del mundo.
“Estamos contra el ‘fracking’ porque es la muerte de la naturaleza y la muerte de la humanidad. Quiero que se venda esa operación para invertirla en energías limpias. Que se discuta técnicamente, económicamente, pero no puede ser que nosotros estemos por la muerte y no por la vida”, dijo Petro.
El acuerdo de Ecopetrol y OXY incluye la perforación de 34 pozos de desarrollo este año y el próximo y es una extensión del Plan de Desarrollo del Midland en la cuenca del Permian, ubicada en parte de los estados de Texas y Nuevo México.
Ecopetrol detalló en un comunicado que dicho plan, suscrito en 2019, incluye inversiones por más de 880 millones de dólares para la perforación de 91 pozos en las subcuencas de Midland y Delaware.
El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, afirmó en una entrevista con EFE en septiembre de 2023 que si bien el ‘fracking’ está descartado en Colombia, la empresa la utiliza en el Permian por las condiciones geológicas. “Las condiciones geológicas de nuestros territorios no son las mismas de la zona en la que hoy tenemos el negocio de hidrocarburos no convencionales, la explotación de este recurso en el Permian, por eso respetaremos y acataremos esa restricción legal para desarrollar proyectos de yacimientos no convencionales en el país”.
El ‘fracking’ ha sido un asunto polémico durante los últimos años en Colombia, especialmente después de que el expresidente Iván Duque prometió que no se llevaría a cabo esta técnica en el país pero su Gobierno avaló los pilotos para evaluar los impactos sociales y ambientales para desarrollar la fracturación en el futuro.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) publicó las Resoluciones 119 y 120/2025 por las que dispuso, para los usuarios de los servicios de Edenor y de Edesur que, “en febrero de 2025, la factura promedio antes de impuestos de los usuarios R-Nivel 1 altos ingresos, aumentará en promedio, con respecto al cuadro vigente a enero 2025, un 2,1 %. En el caso de los usuarios R-Nivel 2 ingresos bajos, y R-Nivel 3 ingresos medios, aumentará en promedio un 12,3 % y un 8,4 %), respectivamente”.
Estos porcentajes resultan contrapuestos a lo anunciado por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía la semana anterior, indicando que el incremento transitorio (hasta que entre en vigencia la RQT) en febrero comparado con enero, sería de 1,6 % (y el del gas 1,5 %) en la tarifa final al usuario.
La situación derivó en repercusiones al interior de Economía y del propio Ente, por lo cual se esperan aclaraciones y precisiones, tal vez en nuevas resoluciones.
En los considerandos de la resoluciones ahora sujetas a revisión se señala que, en febrero de 2025, los usuarios de R Nivel 3 de los segmentos R1 y R2 que consuman hasta 400 kWh/mes abonarán en promedio un 38 % menos que los usuarios de los segmentos R1 y R2 de la R Nivel 1 de ingresos altos (que ya no tiene subsidio tarifario); mientras que los usuarios de los segmentos R1 y R2 de la R-Nivel 2 ingresos bajos abonarán un 49 % menos que los usuarios de los mismos segmentos en la R Nivel 1 de ingresos.
Cabe destacar que, en los segmentos R1 y R2 del R-Nivel 2 ingresos bajos se ubican 900.000 usuarios, que representan el 34 % de los usuarios de la distribuidora EDENOR S.A..
En el caso de EDESUR, los R-Nivel 2 ingresos bajos se ubican 815.000 usuarios, que representan el 35 % de los usuarios de la empresa.
La tarifa media de la distribuidora EDENOR se ubica en el orden de los 118,429 $/kWh. En el caso de EDESUR se informó que a partir de las CERO HORAS del 1 de febrero de 2025, el valor de la tarifa media asciende a 112,924 $/kWh.
En los considerandos de las resoluciones 119 y 120 se indica además que “con respecto al cuadro vigente a enero 2025, en el caso de los usuarios generales las tarifas aumentarán en promedio 0,8 %), AP un 5,1 %, T2 un 3,6 % y en los T3 los aumentos promedio variarán entre el 2,4 % y el 3,8 %”.
Con respecto al mes de enero 2025, la tarifa media aumenta un 4 % en promedio. En dicho aumento participa un 1,7 % el CPD y un 2,3 % el costo del mercado eléctrico mayorista MEM.
Además, mediante la Resolución SE 24 de fecha 29 de enero de 2025, se modificaron las bonificaciones a aplicar al Precio Estacional de la Electricidad (PEST): a) Los consumos base de los usuarios del Nivel 2 tendrán una bonificación del 65 % sobre el precio definido para el Segmento N1.
El consumo excedente de los usuarios del Nivel 2 será valorizado al precio definido anteriormente para N1 y; b) Los consumos base de los usuarios del Nivel 3 tendrán una bonificación del 50 % sobre el precio definido para el segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del Nivel 3 será valorizado al precio definido anteriormente para N1.
Los precios del petróleo cayeron este martes luego de que Estados Unidos aplicara nuevos aranceles a China, lo que llevó a Pekín a responder con medidas similares. La creciente incertidumbre sobre la relación comercial entre ambas potencias golpeó los mercados energéticos, mientras que el presidente estadounidense Donald Trump optó por retrasar la imposición de tarifas a Canadá y México por un mes, informó Reuters
El crudo West Texas Intermediate (WTI) bajó 2.23%, cotizando en $71.53 por barril, mientras que los futuros del Brent bajaron 1.38%, situándose en $74.91.
China responde con aranceles
El Ministerio de Finanzas de China anunció que aplicará un arancel del 15% sobre el carbón y el gas natural licuado (GNL) de EE. UU., además de un 10% sobre el crudo, equipos agrícolas, camiones y autos con motores de gran cilindrada fabricados en Estados Unidos.
Además, el gobierno chino confirmó controles a la exportación de metales estratégicos, esenciales para sectores como la electrónica, la industria militar y la energía solar.
Además, la decisión de la OPEP+ de mantener su plan de aumento gradual de producción a partir de abril podría agravar la tendencia bajista del crudo.
De acuerdo con datos oficiales, en 2024 las importaciones de crudo desde EE. UU. representaron apenas el 1.7% del total del petróleo comprado por China, lo que sugiere que Pekín podría recurrir a otros proveedores para compensar el impacto de los aranceles.
Para Yeap Jun Rong, estratega de mercado en IG, la decisión de China podría reducir la posibilidad de un acuerdo comercial provisional con EE. UU., similar a los alcanzados con México y Canadá.
Trump aplaza aranceles a Canadá y México
Mientras tanto, el gobierno de EE. UU. optó por postergar por 30 días la imposición de un arancel del 25% sobre las importaciones de Canadá y México, incluyendo un 10% sobre la energía canadiense.
Pese a la incertidumbre, la OPEP+ reiteró el lunes su decisión de seguir adelante con su estrategia de aumento de producción a partir de abril. El mercado sigue de cerca los inventarios de crudo en EE. UU.
El viceprimer ministro ruso, Alexander Novak, dijo el lunes que el Comité Ministerial Conjunto de Monitoreo (JMMC, por su sigla en inglés) del grupo OPEP+ discutió el llamado del presidente Donald Trump a aumentar la producción de petróleo.
Novak, en declaraciones a la cadena de televisión rusa Rossiya-24, señaló que el comité acordó que la OPEP+ comenzará a aumentar gradualmente la producción de crudo a partir del 1 de abril, en línea con sus planes anteriores. El JMMC también eliminó a la Administración de Información Energética del Gobierno estadounidense de las fuentes utilizadas para supervisar su producción y la adhesión a los pactos de suministro.
Los miembros de la OPEP+ están reteniendo actualmente 5,86 millones de barriles diarios de producción, lo que equivale aproximadamente al 5,7% de la demanda mundial, en una serie de medidas acordadas desde 2022 para apoyar al mercado.
Axion Energyfue reconocida en Estados Unidos con dos Uptime Awards en reconocimiento al programa de confiabilidad y mantenimiento desarrollado para su Refinería Campana. Es la primera vez que una compañía latinoamericana recibe este galardón que premia la calidad en materia de gestión de activos de empresas de distintos sectores a nivel global.
Axion Energy se consagró en las categorías de “Mejor programa de digitalización para la confiabilidad y la gestión de activos”, y “Mejor programa integral”, el máximo reconocimiento de los Uptime Awards, y recibió el premio en el marco de la 38° Conferencia Internacional de Mantenimiento, realizada en Marco Island, Florida, Estados Unidos.
“Estamos muy orgullosos de haber alcanzado este hito a nivel global, que nos posiciona como una organización eficiente, energéticamente responsable y segura en sus operaciones”, señaló Maximiliano Cabral, líder de confiabilidad y garantía técnica de Axion Energy.
“Nuestra refinería en la ciudad de Campana lleva dos años consecutivos batiendo récords de producción y nada de esto podría haberse logrado sin la confiabilidad de nuestras instalaciones, en la que trabajan constantemente nuestros equipos técnicos”, remarcó.
Los Uptime Awards obtenidos ratifican el liderazgo regional de Axion Energy en el desarrollo y aplicación de tecnologías que permiten mejorar sensiblemente la confiabilidad de las operaciones y el mantenimiento de la Refinería Campana.
En su presentación, la compañía detalló la incorporación de inteligencia artificial que viene implementando desde 2018 para la detección anticipada de fallas en sus activos físicos.
Con la digitalización de las operaciones y la medición de una gran cantidad de variables se pueden detectar anomalías y predecir posibles inconvenientes, para tratarlos antes de que ocurran.
Otro de los avances presentados por la compañía fue el de la tecnología de “gemelos digitales” en las cámaras de coqueo retardado de la refinería. Axion Energy es pionera en su utilización, siendo una herramienta que permite monitorear el comportamiento de los materiales de cada cámara durante su ciclo, con el fin de identificar oportunidades de mejora rápidamente. De este modo, se logra extender la vida útil de los equipos, optimizar los consumos energéticos y reducir la posibilidad de incidentes operativos.
En virtud de estos avances y de su robusto plan integral de mantenimiento y confiabilidad es que el jurado de los Uptime Awards, conformado por un panel de jueces especializados en la materia, decidió reconocer los avances desarrollados por Axion Energy para la mayor eficiencia, confiabilidad y seguridad.
La organización fue evaluada en cinco grupos de procesos: Ingeniería de Confiabilidad para Mantenimiento, Gestión de Condición de Activos, Gestión de la Ejecución del Mantenimiento, Liderazgo en Confiabilidad y Gestión de Activos.
Los Uptime Awards reconocen a las organizaciones líderes que han logrado resultados destacados a través de sus programas de Gestión de Activos, no sólo en términos de desempeño y rentabilidad, sino también en la extensión de la vida útil de sus equipos, la protección de la seguridad de su gente e instalaciones, y el cuidado del medio ambiente.
Entre las 10 empresas ganadoras de 2024 se encontraron importantes compañías dedicadas a diversas actividades, que van del tratamiento de aguas o la producción industrial a la investigación aeroespacial, como la NASA. En lo que respecta al máximo galardón, dedicado al “Mejor programa integral”, en la edición anterior había sido para Saudí Aramco, la petrolera más grande del mundo.
La Refinería Campana de AXION ya había sido reconocida en 2023 como la Refinería del Año en Latinoamérica por parte de la World Refining Association (LARTC), del mismo modo que recibió el Premio Anual a la Seguridad del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) en 2015, 2016, 2017 y 2022.
Además, posee el 15% de la capacidad instalada en Argentina, con una participación del 16 % en el mercado de combustibles, y es la única del país que produce el 100% del gasoil con ultra baja cantidad de azufre, acorde a las normas europeas más exigentes del mercado.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, consideró que “en el mediano plazo, el autodespacho (de combustibles en las estaciones de servicio habilitado por el gobierno) debería ser más barato que el despacho tradicional, como ocurrió en Estados Unidos. Es lo lógico de esperar, porque reduce costos operativos para la estación”, agregó.
Al respecto, Marin refirió que “nosotros ya teníamos una estación en Luján de Cuyo con autodespacho, la llamamos Smart o Inteligente. La experiencia nos muestra que este modelo puede funcionar en Argentina, pero lleva tiempo que los usuarios se adapten”.
El presidente de la energética de mayoría accionaria estatal y de mayor participación en el mercado local de combustibles sostuvo que “Vamos a ir acompañando el proceso, porque todavía el usuario necesita acostumbrarse. En Estados Unidos pasó lo mismo, fue un proceso progresivo donde la gente se fue familiarizando con el sistema”, señaló en declaraciones periodísticas.
“En cuanto al GNC, no va a haber nunca autodespacho porque es un tema de seguridad. La manipulación d.e gas requiere protocolos específicos que no pueden ser responsabilidad del usuario”, sostuvo Marín, relativizando así los riesgos del autodespacho de naftas y gasoils.
En otro orden, y respecto de la exportación de GNL y la competencia internacional en este rubro, Marín sostuvo que “el 2025 es el año clave para las ventas. Nuestra competencia es Estados Unidos, así que hay que cerrar los contratos lo antes posible para hacerlo una realidad. Y vamos muy bien”.
Al respecto describió aspectos de su reciente gira por varios países de Asia en procura de la apertura de mercados.
“Fuimos a Japón, Corea, China e India para abrir mercados. En Japón hablamos de exportar 7 millones de toneladas; en Corea, 3 millones; en China, entre 6 y 7 millones. En India firmamos un MOU con tres compañías para la compra de GNL. El contrato con India puede ser de 5.000 millones de dólares por año. Llevado a 20 años, hablamos de 100.000 millones en exportaciones para YPF, otras compañías y la Argentina”.
Vaca Muerta como motor económico
Acerca de la producción de hidrocarburos en reservorios no convencionales, Marín describió que “Vaca Muerta (NQN) es el segundo campo argentino. Vamos por muy buen camino. El programa económico ayuda muchísimo y abrió el mundo hacia nuestro producto, tanto el petróleo como el gas. Para el petróleo, el mercado es spot: se licita constantemente y gana el mejor postor. Para el gas, se requieren inversiones muy grandes y compromisos de largo plazo”.
Respecto de la factibilidad del proyecto de producción de GNL, el directivo destacó que “si tomamos la mitad de las reservas que EE.UU. estima para Vaca Muerta (308 TCF), nos quedan 75 TCF para exportar tras cubrir la demanda local hasta 2050. Este proyecto (encabezado por YPF) usa 35 TCF, por lo que es seguro”.
Acerca del mercado regional para el GNL, y en particular Brasil, Marín sostuvo que “Brasil tiene una dificultad: si llueve, no compra; si no llueve, compra”, en alusión a la capacidad de menor o mayor producción de energía hidroeléctrica . “Es un mercado pseudo spot, por eso el desarrollo de Vaca Muerta no puede depender solo de la región” señaló.
Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de las principales marcas que operan en todo el país registraron a partir del sabado 1 de febrero incrementos promedio del 2 por ciento.
Los ajustes a la suba no resultan de la actualización de los impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) dado que el gobierno nacional resolvió postergar su incremento en febrero, procurando desalentar la inflación del mes.
En cambio, sí tuvo incidencia en el aumento ahora vigente la variación a la suba que registró el precio internacional del petróleo. Y en el caso de Argentina se toma como referencia el crudo Brent, que durante enero llegó a tocar lo U$S 80 dólares, pero luego se ubicó en torno a los 77 dólares el barril. También incide la devaluación del peso en relación al dólar durante enero.
Esta actualización de precios ocurre en un contexto de menores ventas de combustibles en el mercado local registradas en los últimos meses, en particular las naftas premium.
En el caso de YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local, el aumento base para todo el país es de 1,77 % 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 $ 1.151 el litro; Infinia Nafta $ 1.422; Diesel 500 (común) $ 1.166, y el Infinia Diesel $ 1.420.
En el caso de Shell (Raízen) precios de referencia en estaciones de la Ciudad de Buenos Aires son $ 1.220 para el litro de Nafta Súper; la VPower Nafta a $ 1.478; el Diesel Evolux (común) a $ 1.275, y el VPower Diesel a $ 1.486.
En las próximas horas también subirán sus precios otras importantes marcas del mercado local, como Axion y Puma.
En un escenario de incrementos de precios del petróleo a nivel internacional, el Gobierno Nacional resolvió no incrementar el impuesto a los combustibles (IDC e ICL) “para mitigar el impacto en los precios en el surtidor”.
Entonces, “en febrero se pospondrá el recupero de impuestos, por lo que el impuesto a los combustibles de ese mes será igual que el de enero”, comunicó la Secretaría de Energía.
A tal efecto, se oficializó el decreto 51/2025, que en sus considerandos describe que “por el Decreto 466/2024 se postergaron los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos precitados, derivados de las actualizaciones correspondientes al cuarto trimestre calendario del año 2023 y al primer trimestre calendario del año 2024, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, conforme a un cronograma, cuyo último tramo fue prorrogado parcialmente hasta distintas fechas a través de los Decretos 554, 681, 770, 863, 973, 1059, y 1134/2024”.
“Conforme a las normas indicadas, los efectos de los incrementos remanentes diferidos correspondientes a las actualizaciones señaladas resultarían aplicables a partir del 1° de febrero de 2025, inclusive”. se señala.
Y también se prorrogaron los efectos de los incrementos en los montos de los impuestos para los mismos productos, originados en la actualización correspondiente al segundo y tercer trimestres calendario del año 2024, los cuales serían de aplicación, conforme el Decreto 1134/24, desde la misma fecha.
“Con el propósito de continuar con la finalidad (de evitar mayor inflación) resulta necesario, para los productos en cuestión, volver a diferir parcialmente el incremento (de impuestos)correspondiente al primer trimestre calendario de 2024 y, en su totalidad, el del segundo y tercer trimestres calendario del año 2024”, señala el decreto.
El Gobierno nacional modificó a la suba los cuadros tarifarios que se aplicarán para facturar los suministros de electricidad y de gas natural por redes a partir del 1 de febrero. Además, unificó las bonificaciones estatales (subsidio) sobre el precio de la energía correspondiente a usuarios de ingresos bajos (N2) y medios (N3).
Se trata de ajustes tarifarios “de transición” que el gobierno aplicará mensualmente, hasta que se activen los nuevos valores que surgirán de la Revisión Tarifaria Quinquenal (RQT). Será a más tardar en julio.
La Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, estableció entonces a través de una serie de resoluciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), y del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), los nuevos cuadros tarifarios con vigencia a partir del sábado 1 de febrero.
Energía comunicó que la “actualización en la factura final de usuarios será del 1.6 % para el gas natural por redes y 1.5 % para la energía eléctrica”. Argumentó que para el gobierno estos ajustes son “a los fines de garantizar un suministro de gas y energía eléctrica sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético”. En enero estas tarifas se actualizaron en el 1,8 % para el gas y el 1,6 % en el caso de la electricidad.
Por otro lado, se decidió “unificar y simplificar los descuentos de los porcentajes de bonificación en el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) para los consumos base.
Las bonificaciones serán del 65 % para los usuarios de ingresos bajos (N2) y del 50 % para usuarios de ingresos medios (N3).
En el caso de la electricidad el consumo base bonificado es de 350 Kw/mes para los usuarios N2, y de 250 Kw/h para los N3, debiendo pagar tarifa plena por el consumo excedente.
La unificación de las bonificaciones sobre el precio de la energía implica continuar con la política de reducción de los subsidios, hasta su eliminación casi total, y también impactarán en las facturas por los consumos desde febrero.
La serie de resoluciones del Enargas publicadas en el Boletín Oficial van desde la R-51 a la R-69 y comprende a las empresas TGS, TGN, Enarsa, Transportadora de Gas del Mercosur, Gas Link, Gasandes, Gasoducto Norandino, Enel Generación Chile, Refinería del Norte, MetroGas, Litoral Gas, Gasnea, Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Naturgy NOA, Naturgy BAN, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana y Redengas.
En cuanto a los nuevos cuadros tarifarios para la electricidad, el ENRE publicó las resoluciones 81 a 89/2025 que autorizaron un incremento de 4 % en la tarifa de transporte y comprende a las empresas transportadoras Distrocuyo, EPEN, Transpa, Transener, Transnea, Transba, Transnoa, y Transconahue.
Esto, “a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad…”.
Economía puntualizó además que “en línea con el objetivo de simplificar procesos y desburocratizar al Estado, se decidió cambiar el mecanismo de compensación sobre el precio derivado de la aplicación del régimen de Tarifa Social de gas natural. Ahora, el pago de compensaciones se hará directamente hacia los productores y no a las distribuidoras. De esta manera, quitamos intermediarios y agilizamos la cadena de pagos”.
PECOM formalizó la cesión de la concesión del 50 % del área “Campamento Central-Cañadón Perdido” en la provincia de Chubut, luego de la aprobación formal por parte del Gobierno provincial.
De esta manera, con la incorporación realizada en octubre 2024 de “El Trébol-Escalante”, se completa la adquisición de las áreas adjudicadas a PECOM por YPF en el Proyecto Andes. La producción total de las áreas es de 10.250 bbl/día de petróleo (incluye el 100 % de Campamento Central-Cañadón Perdido).
Asimismo, se encuentran en marcha las presentaciones complementarias ante las autoridades competentes.
PECOM profundiza con esta adquisición su retorno a la actividad como operador, a través de un modelo productivo sustentado por el trabajo mancomunado con los gremios y las empresas de servicios locales, el diálogo permanente con las autoridades provinciales y municipales, el apoyo a las comunidades cercanas, y el valor agregado de su recurso diferencial: sus colaboradores.
Esta adquisición robustece el camino iniciado en octubre pasado por PECOM. “El regreso de PECOM como operador se fortalece con esta nueva etapa. Los primeros meses de gestión de El Trébol-Escalante nos permiten ser muy optimistas. Y el inicio de las operaciones en CC-CP consolida nuestra posición en la región, focalizados en poner en práctica nuestro modelo innovador para la maximización del factor de recobro en campos maduros”, señaló Gustavo Astie, CEO de PECOM.
En agosto de 2015 PECOM volvió al sector energético, consolidándose como uno de los principales proveedores de servicios, obras y productos para la industria de oil&gas, energía eléctrica y minería. Hoy reafirma su rol de operador.
Sobre PECOM
Tenemos más de 70 años de experiencia y junto con Molinos Rio de la Plata y Molinos Agro formamos parte del grupo de empresas pertenecientes a Pilar, Rosario y Luis Perez Companc. Con una reconocida trayectoria en el sector energético argentino, PECOM – que emplea 8000 colaboradores- se encuentra estratégicamente posicionada para capturar y capitalizar oportunidades en áreas claves para el crecimiento y desarrollo económico de Argentina. Estas áreas incluyen las optimizaciones en campos maduros convencionales, el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura eléctrica, y el potencial minero del país, con especial atención en el desarrollo del litio y el cobre.
YPF firmó su incorporación al proyecto para la instalación del buque de licuefacción de gas natural licuado (GNL), “Hilli Episeyo”, en la provincia de Río Negro, que le permitirá a la industria y a la Argentina dar el primer paso para posicionarse como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027, se comunicó.
YPF tendrá una participación del 15 % en la sociedad Southern Energy, creada por Pan American Energy y Golar LNG para llevar adelante el proyecto, y se compromete a suministrar el 16,67 % de los volúmenes de gas natural desde sus operaciones en Vaca Muerta.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló al respecto que “Esta firma constituye otro paso importante para impulsar Argentina LNG que lideramos desde YPF pero que desarrollamos con todos los actores de la industria. Por eso, conformar esta alianza con PAE, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar es estratégico para concretar este proyecto que va a transformar al país en los próximos 10 años”.
A partir del ingreso de YPF, los socios de Southern Energy tendrán la siguiente participación accionaria: PAE (40 %), Pampa Energía (20 %), YPF (15 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %).
De la firma del acuerdo participaron Horacio Marin, Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy; Nicolás Mindlin, vicepresidente ejecutivo de Pampa Energía; y Mariano Cancelo, managing director de Harbour Energy.
El proceso para convertir a la Argentina en un país exportador de GNL se desarrollará en etapas. La instalación del “Hilli Episeyo” en 2027 constituye la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria, y que comprende la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados y una terminal de procesamiento (offshore/onshore) en la provincia de Río Negro.
Southern Energy tiene previsto una inversión estimada de U$S 2.900 millones durante los próximos 10 años. A lo largo de los 20 años de vida útil del proyecto, la inversión total estimada será de U$S 7.000 millones en toda la cadena de valor. El buque de licuefacción, instalado en la provincia de Río Negro, favorecerá la creación de empleo, el desarrollo de proveedores locales, la introducción de nuevos procesos productivos y tecnológicos y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan en mercados internacionales.
El buque de licuefacción “Hilli Episeyo” tendrá 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, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027.
El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) anunció la designación de Maria Florencia Rodríguez, de YPF S.A., como la nueva presidenta de la entidad por el próximo período de dos años.
Fue durante la Asamblea Anual Ordinaria de socios que contó con la participación de miembros del Consejo Directivo, instituciones educativas, y socios personales.
Entre las autoridades que acompañan esta nueva gestión se destacan: Pablo Popik de compañía MEGA en el cargo de vicepresidente; Juan Pablo Ceballos de Petroquímica Río Tercero como tesorero; y Martín Bianchi de DOW en su rol de Secretario. Como director ejecutivo del IPA® continuará Gabriel Rodríguez Garrido.
La labor de la nueva presidenta del Instituto Petroquímico Argentino incluye la responsabilidad de impulsar la sinergia entre la academia, la industria y los organismos clave del sector, se comunicó.
Su tarea será fomentar iniciativas que promuevan la innovación tecnológica, la sustentabilidad ambiental, la transformación digital y la diversidad como pilares fundamentales del desarrollo petroquímico.
Asimismo, trabajará para consolidar al IPA® como un puente entre los profesionales y las empresas, ofreciendo herramientas, conocimientos y espacios de colaboración que respondan a los desafíos actuales y anticipen las necesidades futuras del sector, siempre con un enfoque en la excelencia técnica y el liderazgo ético.
María Florencia Rodríguez cuenta con una sólida trayectoria profesional en el sector, habiendo ocupado diversos cargos en empresas y organismos del ámbito industrial.
De profesión Ingeniera Química, es egresada de la Universidad Nacional de Mar del Plata. En la actualidad se desempeña en YPF como Gerente Ejecutiva del Negocio de Química. Trabaja en YPF desde 1998, desarrollando su carrera principalmente en diversas áreas comerciales.
Su elección al frente del Instituto se produce en un contexto de desafíos globales y regionales, donde la industria petroquímica juega un papel fundamental en el desarrollo económico y la creación de empleo.
El Instituto Petroquímico Argentino continuará acompañando a sus socios y a todos los sectores educativos y de generación de conocimiento de la industria, para promover un crecimiento sostenible por medio de las diversas iniciativas del IPA® y de sus organizaciones socias.
A continuación, el listado completo de las nuevas autoridades de la Entidad:
Autoridades 2025-2027
Cargo
Nombre
Empresa
Presidente
María Florencia Rodríguez
YPF Química
Vicepresidente
Pablo Popik
Compañía MEGA
Tesorero
Juan Pablo Ceballos
Petroquímica Rio Tercero
Protesorero
Ariel Stolar
Pampa Energía
Secretario
Martín Bianchi
Dow
Prosecretario
Claudio Pajean
Profertil
Vocal
Javier Sato
PetroCuyo
Vocal
Miguel Wegner
HyTech
Vocal
Jorge Maqui
Petroquímica Rio Tercero
Vocal
Guillermo Petracci
UNIPAR
Vocal
Carlos Alberto Octtinger
Socio Personal
Vocal
Alejandro Chapero
Universidad Austral
Vocal
Veronica Bucala
PLAPIQUI
Vocal
Jorge de Zavaleta
CIQyP®
Vocal
Manuel Diaz
APLA
Acerca del IPA®
El Instituto Petroquímico Argentino es una institución privada sin fines de lucro, cuyos objetivos fundamentales son: La promoción de la investigación tecnológica aplicada. La realización de estudios y análisis sectoriales. La capacitación de técnicos y profesionales para la actividad petroquímica, y la realización de otros servicios que apuntan al desarrollo de la petroquímica. Vale destacar que la estructura societaria del IPA® es única, pues son sus miembros empresas públicas y privadas, de producción, distribución, comercialización, ingeniería, instituciones universitarias y de investigación y profesionales independientes.
En noviembre de 2023, la Secretaría de Energía, emitió la Resolución 906/20231 fundamentando su decisión en el proceso de transición energética, las disposiciones de la Ley N° 27.191 (Energías Renovables) y la intención de fomentar la industria del litio, además de considerar las ventajas para la operación del sistema eléctrico interconectado nacional (aunque sin referirse explícitamente al SADI), convocó a la presentación de “manifestaciones de interés” para la provisión, instalación, operación y explotación comercial de sistemas de almacenaje de electricidad. Estos sistemas debían ser capaces de almacenar energía generada y conectada a dicho sistema, para luego entregarla en los momentos en que fuese necesario.
Las condiciones de operación, disponibilidad y explotación de ese equipamiento y sus servicios, serían dispuestas por contratos ad hoc a suscribir con CAMMESA (como comprador) en el marco de las disposiciones de la Resolución N° 906/2023 dictada por esa Secretaría (que formalizó la convocatoria), y la de las normas que fuesen a ordenar el proceso de recepción de manifestaciones de interés (denominadas “AlmaMDI”), adjudicación y contratación de los servicios requeridos.
Concluido el proceso de recepción de convocatorias, y tal lo dispone la normativa, CAMMESA elevó un informe a la Secretaría de Energía con un resumen de las características de las ofertas recibidas.
Es de notar que la propia convocatoria pospone la reglamentación de los servicios de almacenaje de electricidad para etapas posteriores a la evaluación de las AlmaMDIs2
También que, según el Anexo de “Términos de Referencia”, los futuros almacenadores será “agentes del MEM” (Art. 2, “Destinatarios”).
Ese Anexo no tiene Art. 3°.
Debemos también considerar que esta iniciativa fue propiciada durante el período presidencial anterior, de características ideológicas diametralmente opuestas al actual. Eso explicaría la solución (que no juzgamos necesariamente inadecuada) de que CAMMESA sea la contraparte en los contratos por el servicio de almacenaje3.
El Informe CAMMESA
El informe que CAMMESA elevó a la SE en cumplimiento de las disposiciones del Art. 5° de la ResSE 906/2023, brinda la siguiente información:
Con una demanda pico en AMBA de cerca de 11 mil MW, se necesitan cerca de 4 mil MW de generación “interna”4. Reducir esa necesidad impone completar las ET Plomer y Smith y las instalaciones de líneas de AT asociadas a ellas (ResSE 507/2023).
La incorporación de baterías puede mejorar la cobertura de demandas de punta; pero no sustituye la necesidad de incorporar nueva generación “in situ” que sustituya a la parte más vetusta de la existente.
Los sistemas de baterías recomendados son del tipo “stand alone”, destinados a “peak shaving” y se vinculan a la red con independencia de la ubicación de la generación (no están destinados a almacenar excesos de oferta de unidades de generación determinadas, sino del sistema particular de transporte y distribución al que se vinculen). Su despacho deberá ser realizada por el encargado del despacho eléctrico, y en tanto estén destinadas al AMBA, coordinado por SACME.
CAMMESA calculó que en el sistema de EAT y AT del AMBA (aunque en otras publicaciones se menciona a líneas de 33 KV), se necesitan baterías capaces de suministrar de manera instantánea un total de 500 MW de potencia (no necesariamente de manera simultánea), y hacerlo al menos 4 horas diarias.
Las MDI en general ofrecen desplegar los equipos en menos de 1 año. Los módulos serían de 10 a 150 MW.
Se requerirían de 100 a 150 ciclos anuales.
Las pérdidas operativas de cada ciclo son del 10 al 15 %.
Estos sistemas colaboran con las tareas de control de tensión y frecuencia.
Los equipos son provistos en contenedores.
Vida útil: 15 a 20 años. Degradación al final: 30% de la potencia inicial, considerando un ciclo diario de carga/descarga.
La tecnología está en etapa de costos descendentes.
Los precios ofertados en las MDI rondan USD 15 a 17 mil/MW/mes, por 4 hs diarias de disponibilidad, por hasta 150 días (ciclos) anuales, más USD 10/MWh como cargo variable.
Se aplicaría un descuento de USD 20/MWh por pérdidas.
Se le asigna menor “valor” a las ofertas en nodos no críticos, y CAMMESA calculó USD -1500/MW/mes para los de criticidad media y USD -4500/MW/mes para los de criticada mínima. Esos importes son la mínima diferencia aceptable (en menos) para equiparar una oferta en un nodo crítico con las ofertas en los demás nodos.
Algunas consideraciones
Esta sería la primera vez que se incorporan baterías al SADI. A pesar de ello, se elige hacerlo con un quantum de potencia que está lejos de ser experimental (500 MW) y comprometiendo una remuneración que podría superar los USD 90 millones anuales. Y por 10 años.
Al mismo tiempo, existen proyectos de expansión del sistema de EAT y AT del AMBA que son parte de las medidas de solución definitiva del suministro de energía y potencia al AMBA. Pero cuya eficacia depende además de que las distribuidoras refuercen sus sistemas de distribución en AT (132 KV y 220 KV) y en tensiones menores, y de transformación. Porque sin las obras de distribución, y como ya hemos constatado en los hechos, los cortes de suministro no sólo se van a mantener, sino que eventualmente se harán más prolongados y afectarán más usuarios.
Las obras en el sistema de EAT (“Plomer” y “Smith”) podrían llevar cuatro años en concretarse. NO debieran transcurrir 10 años, que es el período que se pretende comprometer con quienes resulten adjudicados en el proceso que empezó con las AlmaMDI.
Incorporar más generación “interna” en el AMBA requiere de mayor suministro de gas. Las obras que TGS realizará para utilizar la capacidad del gasoducto Perito Moreno y que incorporarían hasta 14 MMm3/d aguas abajo de Saliqueló en el sistema de tramos finales de esa transportista, podrán suministrar parte del gas necesario, que serían entre 11 y 14 MMm3/día (considerando los 4 mil MW mencionados por CAMMESA). Pero con las obras de EAT y AT mencionadas, ese gas no sería necesario (no todo). Y las baterías a instalar para reforzar la potencia disponible en los nodos que vinculan Transener con las distribuidoras, tampoco serían indispensables.
Las baterías prestan servicios muy valiosos a los sistemas de AT y de tensiones menores. Se menciona la estabilización de tensión y regulación de frecuencia con aporte de potencia reactiva. Por lo tanto, su instalación es recomendable, ya que a diferencia de los bancos de capacitores, proveen capacidad de almacenaje efectiva durante al menos varias horas del día.
Pero debemos preguntarnos por qué la SE avanzó en un programa de gran escala de instalación de esta solución nunca probada en la red eléctrica argentina, sin haber, al menos públicamente, considerado otras soluciones para el corto plazo (mientras se podría avanzar en ensayos con baterías de potencias menores), como la instalación de generación mediante motores de combustión interna que utilicen gas natural y excepcionalmente gas oil como combustible. ¿Por qué la Res SE 906/2023, que fue emitida durante una administración con un paradigma opuesto en lo referente a las ventajas sobre la eficiencia del sistema de la libre competencia y la interacción entre oferta y demanda, no fue corregida o reemplazada por otra que no dispusiese como única alternativa para el suministro temporal de potencia y energía adicional a la instalación de baterías de gran potencia?
Alternativas
Según informó CAMMESA, los precios ofertados en las MDI rondan USD 15 a 17 mil/MWmes, por 4 hs diarias de disponibilidad, más USD 10/MWh como cargo variable.
El siguiente cuadro expone una estimación de los costos a asumir por parte del sistema con 100 MW de potencia en baterías, con los datos del informe de CAMMESA elevado a la SE en cumplimiento de las disposiciones del Art. 5° de la Res SE 906/2023 (aunque aún no conocemos cuál sería el mecanismo de traslado de estos costos a las tarifas, si hay o no subsidios previstos -se asume que no- y si el servicio y su costo va a direccionarse exclusivamente al AMBA -asumimos que sí).
Las horas de despacho efectivo de las baterías influyen en los costos unitarios; pero esa influencia se relativiza si se considera que lo que se paga es la disponibilidad y se evaluara la energía no suministrada (que puede superar a la que corresponde al despacho efectivo de las baterías), que podría resultar muy superior al costo del servicio de las baterías.
Pero como para esta función también podrían utilizarse motores de combustión alimentados con gas natural, en un esquema similar a los ya empleados por CAMMESA para contratar potencia de respaldo para cubrir picos de demanda e indisponibilidades (el caso emblemático -pero no el único- fue la Res SE 21/2016), entonces deberían considerarse los costos de esa tecnología para comparar con las baterías.
Según la EIA, el costo de capital de un motor de 21MW instalado y conectado es de cerca de USD 1810 el KW. Y su costo de operación y mantenimiento sin combustible es de USD 6,4/MWh más USD 35160/MW/año5. Los MCI están disponible durante la mayor parte de las horas anuales. Este tipo de tecnología, en general, no es utilizada para generación de base6. Pero es una solución tecnológica ya probada en nuestro país y muy utilizada globalmente como sistema de peak shaving y para proveer servicios auxiliares a la potencia.
Las adjudicaciones de la Res SE 21/2016 resultaron en pagos mensuales de cerca de USD 22 mil por MW en promedio, y precios por KWh generado, sin combustible, de entre USD 8,0 y 14,5 (también en función del combustible a utilizar). Se requería un rendimiento térmico no menor a 2500 Kcal/KWh.
Nuestra interpretación de las cifras de estas dos fuentes se reduce en los siguientes cuadros:
Hemos asumido que las instalaciones se ubicarán dentro de los terrenos donde están las ET existentes y que por lo tanto los costos del terreno son cero y los de la interconexión eléctrica son menores a los estimados por EIA. También que los de interconexión con la red de gas son algo mayores.
Con dos tasas de descuento distintas hemos logrado las siguientes cifras para mensualidades capaces de amortizar la inversión:
Hemos asumido un costo del gas en PIST de USD 3,5/MMBTU (aunque ha habido operaciones a USD 3,0/MMBTU), un contenido energético de cada m3 de gas de 9300 Kcal y una conversión de equivalencia de 27,09 m3 de gas por cada MMBTU. Asimismo, tomamos un costo por los servicios de transporte y distribución de gas obtenidos del cuadro tarifario de Naturgy BAN para la tarifa ID de USD 8,0/MW y USD 11581/año (transporte más distribución), considerando el “heat rate” propuesto por EIA.
Para los 50 mil MW/h anuales que surgen del máximo despacho requerido por la convocatoria AlmaMDI, las cifras de costo por MWh que hemos obtenido son las siguientes:
La primera impresión es que, para estas cifras de despacho, las baterías obtienen costos por MWh menores a los motores. Pero el factor de uso (FU) implícito en el despacho máximo requerido para las AlmaMDI es menor al 6.0 % del máximo uso posible de la potencia.
Tomando como referencia la alternativa de AlmaMDI de menor mensualidad (USD 15000/mes), y con un despacho algo superior, de cerca del 7,0%, la alternativa MCI de menor costo (descontando los flujos al 8,5% anual), ya es más conveniente. Con un despacho del 8,0%, la alternativa de MCI de mayor costo (flujos descontados al 10% anual) ya es más conveniente a la de baterías con mensualidades de USD 15000. La alternativa de mayor costo de las tres, que es la que surge de los guarismos promedio de los contratos correspondientes a la ResSE 21/2016, es más conveniente que la alternativa de baterías de mayor mensualidad, a partir de un 9,13% de FU. A partir de un 10,3% de FU, cualquier alternativa de las comparadas es más conveniente que la de baterías. Debemos mencionar que la ResSE 21/2016, no se limitaba a soluciones de MCI, sino que incluía a cualquiera que tuviese un heat rate no superior a 2500 Kcal/KWh.
El siguiente gráfico sirve para comparar las distintas alternativas.
Las dos columnas a la izquierda del gráfico corresponden al costo por MWh del servicio de baterías, para un despacho de 50 mil MW/año, y para las mensualidades de USD 15 mil y de USD 17 mil. Debe notarse que las baterías no son aptas para despachos mayores a los requeridos, por ejemplo, por la convocatoria AlmaMDI.
Cabe aclarar que, teniendo en cuenta los datos de EIA sin adaptar, el costo de inversión para MCI es de USD 1810,0/KW; que con un 10% anual para descontar flujos, resulta en una mensualidad de USD 16 mil/MW, inferior a los USD 22 mil/MW de la Res SE 21/2016. Y ésta última tiene costos unitarios sin combustible superiores a los de EIA (de USD 5,69/MWh contra los USD 10,5/MWh que asumimos para la ResSE 21/2016). Así que en cualquier caso, para FU de 10% y más, las soluciones con MCI parecen más convenientes que las de baterías.
Obviamente, es mejor disponer de potencia que puede despacharse “más”, que aquella que sólo puede despacharse en algunas horas. El costo, acorde a nuestras estimaciones, no parecería ser la variable de mayor peso para la elección. Existirían otras, que en general hacen a cuestiones ambientales tales como espacio, ruido y emisiones. Aunque esas circunstancias corresponderán a cada ubicación de los sistemas de provisión de potencia requeridos.
Interrogante
Hemos planteado el interrogante acerca de por qué se sostuvo una convocatoria que se limitaba a requerir propuestas económicas sobre incorporación de baterías (no hay limitantes de antigüedad o tecnología), y no se la redefinió requiriendo propuestas de suministro de potencia y energía inmediatas por un número mínimo de horas diarias en los momentos en que se convocase a despacho, y por un número mínimo de días de disponibilidad continua y anual; remuneradas por mensualidades y con limitantes sobre costos máximos y promedio para la energía efectivamente suministrada. Y no se dejaron las cuestiones ambientales (si acaso ese hubiese sido un argumento para requerir baterías), como tema a resolver entre los oferentes y las autoridades con jurisdicción en la materia. Si aceptamos que las baterías se pueden instalar más rápido que los MCI, la premura podría haber sido la razón.
Además, surge el tema de lo prolongado del contrato. Es cierto que los costos hundidos de cualquier inversión del tipo (sucede lo mismo con MCI) requiere de cierto número de años de contrato para que los costos unitarios sean razonables. Pero en el caso que nos ocupa, con soluciones “definitivas” “en cartera”, quizás hubiese sido conveniente prever la contingencia del traslado de los equipos o su remoción definitiva si ya no fuesen requeridos, incorporando pagos “ad hoc” eventuales y no como parte de la remuneración.
Finalmente, es posible que las autoridades hayan considerado que urge incorporar potencia al sistema, y por eso hayan avanzado en el proceso aún antes de que se conozcan las modalidades regulatorias que van a reglamentar el servicio de almacenaje de electricidad, y la manera en que sus costos van a ser incorporados a los que se facturan a la demanda. Por otra parte, y dada la redacción de la ResSE N° 906/2023, no parecen existir contingencias legales si se rechazaran las propuestas y se volviese a elaborar la convocatoria sin limitarse a baterías.
De cualquier manera, habrá que esperar para evaluar como avanza la SE en el cumplimiento del objetivo de incorporar potencia al AMBA, necesaria para el correcto suministro de potencia y energía al área; y aún para saber cuál será el impacto sobre los costos efectivos que la demanda deberá enfrentar, como resultado del proceso.
* Charles J. Massano
Consultor especialista en regulación de ss.pp. y negocios con energía.
Notas al Pie:
ResSE 907/2023, Art. 7°: …Luego de recibir el informe encomendado en el Artículo 5° de esta resolución y teniendo presentes las AlmaMDI recibidas, esta Secretaría establecerá las adecuaciones regulatorias que resulten convenientes para administrar las instalaciones de almacenamiento de energía eléctrica y los mecanismos que permitan instrumentar de manera confiable, eficiente y económica su incorporación al MEM y al MEMSTDF. ︎
d) Los interesados deberán tener presente que la regulación a elaborar por la Secretaría de Energía establecerá las características del funcionamiento del Agente en el Mercado Spot en los diferentes servicios que pueda aportar de potencia firme, arbitraje entre costos de carga y descarga, remuneración de servicios de reserva de potencia activa y reactiva y mecanismos específicos de incorporación de capacidad en base a contratos de almacenamiento con CAMMESA, de resultar necesario o conveniente. ︎
Una publicación reciente menciona que CAMMESA no sería la contraparte contractual, sino las distribuidoras del AMBA, EDENOR y EDESUR: https://econojournal.com.ar/2024/12/licitaran-la-instalacion-de-baterias-de-almacenamiento-por-500-mw-en-las-redes-de-edenor-y-edesur/ ︎
Denominemos así a aquella que debe ubicarse dentro del anillo de 500 KV del AMBA. ︎
“Capital Cost and Performance Characteristic Estimates for Utility Scale Electric Power Generating Technologies February 2020”; https://www.eia.gov/analysis/studies/powerplants/capitalcost/pdf/capital_cost_aeo2020.pdf. Aunque los datos son de 2020, creemos que la interacción entre inflación y mercado ha logrado mantener las cifras de costos en niveles nominales similares. ︎
Hay excepciones. En El Salvador, Energía del Pacífico instaló 350 MW en 19 motores más una turbina de vapor para cerrar un ciclo combinado. Los abastece con gas natural importado mediante una FSRU. ︎
Se pronostica un fuerte crecimiento en la demanda de LNG (Gas Natural Licuado) durante el corriente año. Así lo reporta en un reciente documento, Key Themes for the Global Energy Economy in 2025, el Instituto de Estudios Energéticos de Oxford (OIES), replicado por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI).
De acuerdo con el estudio, se espera un notable crecimiento de la demanda de LNG, especialmente en Europa, debido a la pérdida de suministro de gas ruso y a la necesidad de reponer las reservas de almacenamiento.
En 2024, se observó una desaceleración en el crecimiento del comercio de LNG. El crecimiento total fue de aproximadamente 5 bcm, pero el panorama no fue uniforme, con un notable aumento en las importaciones de LNG en Asia, especialmente en China, India y Corea, mientras que la demanda de Japón se estabilizó después de años de declive. En total, las importaciones de LNG no europeas crecieron en 35 bcm, mientras que las importaciones de LNG en Europa disminuyeron en unos 30 bcm.
Por el lado de la oferta, 2025 se perfila muy diferente a 2024, con cuatro nuevos proyectos en línea. Plaquemines (EE. UU.), Corpus Christi Fase 3 (EE. UU.) y Greater Tortue (Senegal/Mauritania) ya han comenzado la producción, y se espera que LNG Canadá inicie sus operaciones en la segunda mitad del año.
Si bien esto representa un crecimiento notable en el suministro, también se prevé que el crecimiento de la demanda sea fuerte, particularmente en Europa, que ha perdido unos 15 bcm de gas de tránsito ruso a través de Ucrania tras la finalización del acuerdo de tránsito a finales de 2024. Además, el almacenamiento europeo fue aproximadamente 15 bcm más bajo a finales de 2024 que a finales de 2023.
En el mes de diciembre último se registró un descenso de la demanda de la energía eléctrica de -2,2 %, alcanzando los 11.505,4 GWh a nivel nacional, en comparación con el mismo mes del año anterior. El acumulado de 2024 presentó un descenso de la demanda de la energía eléctrica de -0,5 por ciento, de acuerdo con un informe de la Fundación Fundelec.
Además, las distribuidoras en Capital y GBA tuvieron una caída de -4,1 % en el último mes del año, con descenso en los consumos residenciales a nivel nacional, mientras que presentaron leves subas las demandas de los sectores comercial e industrial.
LOS DATOS DE DICIEMBRE 2024
En diciembre de 2024 la demanda neta total del MEM fue de 11.505,4 GWh; mientras que en el mismo mes del año anterior había sido de 11.762,6 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -2,2 por ciento.
En diciembre, existió un crecimiento intermensual del 4 % respecto de noviembre de 2024, cuando alcanzó los 11.064,9 GWh, uno de los cuatro meses con menor consumo en el año. Se registró una potencia máxima de 23.961 MW el 12 de diciembre de 2024 a las 14:47, lejos del récord histórico de 29.653 MW, registrado en febrero de 2024.
En cuanto a la demanda residencial de diciembre, representó el 45 % del total país con una caída de -5,7 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial ascendió apenas 1,3 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial representó el 26 %, con una suba en el mes del orden del 0,3 %, aproximadamente.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda de electricidad registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2024): 6 meses de baja (enero de 2024, -3,7 %; marzo, -14,6 %; abril, -0,4 %; junio, -7 %; septiembre, -6,6 %; y diciembre de 2024, -2,2 %) 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 -0,5 por ciento.
Los registros muestran que el consumo de enero de 2024 llegó a los 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; noviembre 11.064,9 GWh; y, en diciembre de 2024 alcanzó los 11.505,4 GWh.
DATOS DE TODO EL 2024
En base a datos aun provisorios, durante 2024, la demanda neta total del MEM fue de 140,2 TWh; mientras que en el 2023 había sido de 140,8 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -0,4 por ciento.
En cuanto a la desagregación por tipo de usuario, siempre en base a datos provisorios, el consumo residencial representó 46,7 % y creció 1,2 % en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 28 % y cayó -0,7 %. El consumo industrial llegó al 25,7 % y ascendió 0,2 por ciento.
CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en diciembre, 14 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Formosa (-14 %), Chaco (-11 %), Jujuy y Santa Fe (-6 %), Córdoba y EDELAP (-5 %), San Juan (-4 %), San Luis (-3 %), EDEA, Mendoza, Entre Ríos y Corrientes (-1 %), entre otros.
Por su parte, 13 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Chubut (18 y EDES (18 %), La Rioja (8 %), La Pampa y Neuquén (6 %), Catamarca (4 %), Santiago del Estero y Santa Cruz (3 %), Tucumán (2 %), EDEN, Salta, Río Negro y Misiones (1%).
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 30 % del consumo del país y totalizaron un descenso conjunto de -4,1 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -3,7 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -4,6 por ciento.
TEMPERATURA
Observando las temperaturas, el mes de diciembre de 2024 fue menos caluroso en comparación con diciembre de 2023. La temperatura media fue de 22.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.9 °C, y la histórica es de 23.1 °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 diciembre, la generación hidráulica se ubicó en los 3.240 GWh, lo que representa una variación de -22,3 % respecto a 2023. Por su parte, la potencia instalada es de 43.351 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 38 % 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 el año 2024 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 51,19 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron 22,69 % de la demanda, las nucleares proveyeron 7,09 %, y las generadoras de fuentes alternativas 15,53 % del total. La importación de energía representó el 3,49 % de la demanda.
La empresa llevará a cabo las obras iniciales de la Fase 8A del Valle de Lixiviación ubicado en el departamento de Iglesia, en la provincia de San Juan.
La nueva etapa de desarrollo en la mina Veladero consiste en la ejecución parcial de la Fase 8A de la ampliación del Valle de Lixiviación, que incluirá trabajos de movimiento de suelos, instalación de geosintéticos y tuberías de polietileno de alta densidad. Al igual que en las fases anteriores, Milicic continuará con estas tareas para la mina Veladero de Barrick y Shandong Gold.
Esta etapa tendrá una duración de cuatro meses, desde enero hasta abril. “Se trata de un proyecto con un pico de 500 colaboradores en el sitio, quienes ya fueron contratados. Este volumen de personal y la rapidez del plazo representan un gran desafío, considerando los recursos necesarios para movilizar a tantas personas y a casi 80 equipos”, sostuvo Agustín García Zalazar, gerente de Proyecto de Milicic.
Respecto al personal, Gonzalo Vidal, Administrativo de Recursos Humanos, agregó que la coordinación de equipos y personal será uno de los aspectos más demandantes, ya que requerirá una planificación precisa para mantener un flujo de trabajo eficiente en un entorno de alta exigencia. Reforzando el desarrollo local, para la mano de obra directa se contrataron colaboradores de las comunidades de Jáchal e Iglesia, y del resto de la provincia de San Juan.
Milicic continuará priorizando el desarrollo de proveedores de las comunidades del entorno de sus negocios, llevando adelante alianzas estratégicas de asociativismo. Complementariamente, la compañía participa en mesas de diálogo con productores y Cámaras locales, impulsando la colaboración con proveedores de la zona, promoviendo el consumo local y estableciendo alianzas estratégicas que dinamicen la economía regional.
Una de las tareas que se confió por tercera vez consecutiva a Milicic es la colocación de geosintéticos y geomembranas. “Gracias a la experiencia acumulada aquí en Veladero, podemos organizar mejor los trabajos para hacerlos más eficientes, registrar rendimientos por tarea, formar supervisores propios y generar nuevo know-how que enriquezca a la compañía”, expresó Iván Tropper, jefe de Proyecto de Milicic.
La mina Veladero se encuentra a 156 km de Tudcum, desde donde comienza el ascenso hacia los 4.000 metros sobre el nivel del mar. Las condiciones climáticas de alta montaña podrían impactar significativamente en el cronograma, lo que obligará a Milicic a estar preparada y ajustar estrategias sobre la marcha.
Por otro lado, la logística jugará un papel crucial, ya que la lejanía hará que cualquier contratiempo o urgencia implique tiempos de respuesta prolongados. Esto refuerza la importancia de prever y coordinar cada detalle con antelación.
Además, las condiciones del terreno, caracterizadas por una topografía de alta montaña, exigirán un esfuerzo adicional tanto en términos de ejecución técnica como de seguridad para el personal y los equipos. “Confiamos en que nuestra experiencia y capacidades serán clave para anticiparnos a las dificultades y garantizar un desarrollo exitoso”, concluyó Tropper.
Acerca de Milicic
Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región.
Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.
Las empresas de Transporte y Distribución de gas han solicitado al Gobierno un incremento en las tarifas del 45%, lo que implicaría un impacto del 15% en las facturas de los usuarios. Además, buscan establecer un esquema de ajustes mensuales para que sus ingresos no pierdan valor frente a la inflación y puedan garantizarse los fondos necesarios para inversiones en el sector.
Paralelamente, algunas distribuidoras han manifestado su oposición a la propuesta del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) de separar las tasas municipales de las facturas de gas, argumentando que esta medida podría generar complicaciones en la administración del servicio y afectar la continuidad del suministro en caso de pagos parciales por parte de los usuarios.
Estos planteos serán debatidos en la audiencia pública convocada para el jueves 6 de febrero a partir de las 9 de la mañana, en la que se presentarán documentos de respaldo elaborados por empresas como Transportadora de Gas del Norte (TGN), Transportadora de Gas del Sur (TGS), Metrogas, Naturgy, Camuzzi, Ecogas, Litoral Gas y Gas Nea.
Topes
El Gobierno, por su parte, ha anticipado que el tope para los aumentos tarifarios será del 9,9% a partir de abril, cifra inferior a la solicitada por las empresas. Esta decisión supone que las propuestas de las compañías serán rechazadas y que deberán ajustar sus planes de inversión a una disponibilidad de ingresos más limitada.
Sin embargo, el principal objetivo del sector privado no es únicamente la aprobación de los aumentos requeridos, sino la normalización del esquema tarifario a través de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que proporcionaría estabilidad al servicio durante los próximos cinco años, hasta el 31 de diciembre de 2029. Esto permitiría a las empresas recuperar su condición de “sujetos de crédito”, accediendo nuevamente a financiamiento de bancos internacionales y fondos de inversión, lo que facilitaría la operación, mantenimiento y posible expansión de las redes de gas, además de mejorar su valuación en el mercado.
En este contexto, Naturgy, empresa operadora de Gas Natural Buenos Aires Norte (BAN) y Gasnor en diversas provincias del norte argentino, reveló que en 2024 sus ingresos por Valor Agregado de Distribución (VAD) aumentaron un 15%, luego de un largo período de congelamiento tarifario. La firma propuso una fórmula polinómica para indexar las tarifas en función de la inflación y los costos de operación, pero esta metodología fue suspendida por el Gobierno, lo que generó una diferencia del 47,2% respecto a la evolución de precios prevista.
Metrogas y Camuzzi, por su parte, han solicitado la aplicación de incrementos automáticos mensuales en las tarifas. TGS, en cambio, propuso que la actualización de tarifas se base en una fórmula polinómica compuesta en un 40% por la evolución de los salarios, un 30% por la inflación mayorista y un 30% por el costo de la construcción.
El desglose de costos en la factura final de gas muestra que el transporte representa un 16%, la producción o importación un 27%, el margen de distribución un 34% y los impuestos un 23%. En función de esto, TGS solicitó un incremento del 22,7% en sus márgenes, lo que, según sus estimaciones, se traduciría en un aumento del 3,6% en la factura promedio de los usuarios de Metrogas, excluyendo impuestos.
Los usuarios de Gasnor en Tucumán experimentarían un aumento del 5,9%, mientras que los de Litoral Gas en Santa Fe enfrentarían una suba del 13% solo en concepto de transporte e impuestos. Camuzzi, en tanto, requirió un incremento del 45,8% en su margen de distribución y destacó el perjuicio fiscal que le genera el régimen de zona fría, dado que debe pagar el IVA sobre el 100% del gas mientras que solo puede cobrar entre el 50% y el 70% del valor del combustible, afectando su balance financiero.
Metrogas expresó su disconformidad con la propuesta del Ministerio de Economía de separar las tasas municipales de las facturas, argumentando que ello podría generar inconvenientes en la administración del servicio, así como dificultades para la gestión financiera de las distribuidoras.
El reciente nombramiento de Santiago Castro Videla como Procurador del Tesoro de la Nación por el presidente Javier Milei marca un nuevo capítulo en la conducción del organismo que representa legalmente al Estado argentino. Con una sólida trayectoria en el ámbito del Derecho Administrativo y una destacada labor académica, Castro Videla asume la responsabilidad de liderar la institución encargada de asesorar jurídicamente al Poder Ejecutivo y dirigir el Cuerpo de Abogados del Estado.
Un pilar jurídico
La Procuración del Tesoro de la Nación es el organismo de máxima jerarquía en materia de asesoramiento jurídico dentro del Poder Ejecutivo Nacional. Su función primordial es la emisión de dictámenes que orientan la acción de la administración pública en el cumplimiento de la legalidad. Además, tiene a su cargo la defensa del Estado en litigios, tanto en tribunales nacionales como en instancias internacionales.
Según la Ley 24.667, el Procurador del Tesoro responde directamente ante el presidente de la Nación y posee una jerarquía equivalente a la de un ministro. En virtud de esta posición, ejerce sus competencias con independencia técnica, garantizando la coherencia y unidad en la interpretación jurídica de los actos administrativos. Asimismo, el organismo desempeña un papel crucial en la formación y capacitación del Cuerpo de Abogados del Estado, un eslabón clave en la protección del interés público.
El perfil
Santiago Castro Videla, de 43 años, es un abogado con una vasta experiencia en Derecho Administrativo y Regulación Estatal. Graduado en la Universidad Austral, donde también obtuvo su maestría en la misma especialidad, ha combinado su carrera profesional con una destacada actividad académica. Es socio en el estudio Bianchi, Galarce & Castro Videla Abogados y ha colaborado activamente con publicaciones jurídicas de prestigio.
En el ámbito académico, ha sido profesor invitado durante más de 15 años en la Universidad Austral, además de desempeñarse como docente en la Escuela del Cuerpo de Abogados del Estado de la Procuración del Tesoro de la Nación y en otras instituciones de formación superior. Ha escrito diversos libros y artículos sobre regulación estatal y derecho administrativo, consolidando su reputación como referente en la materia.
Su designación responde a la necesidad de dotar a la Procuración del Tesoro de un liderazgo técnico que garantice la rigurosidad en la defensa de los intereses nacionales en el ámbito judicial y en la asesoría al Ejecutivo. La experiencia de Castro Videla en temas de regulación y su conocimiento profundo del marco jurídico argentino serán determinantes para enfrentar los desafíos legales que atraviesa el país.
Un organismo clave
Más allá de su función técnica, la Procuración del Tesoro desempeña un papel estratégico en la arquitectura institucional del país. Su accionar impacta directamente en la seguridad jurídica y en la defensa de los recursos estatales frente a eventuales litigios, tanto en el ámbito nacional como internacional. En un contexto político y económico complejo, el rol del nuevo Procurador se torna fundamental para la estabilidad legal del Estado argentino.
Con la llegada de Castro Videla, la Procuración del Tesoro inicia una nueva etapa en la que se espera continuidad en su labor técnica, pero también una mirada renovada en la forma de enfrentar los desafíos jurídicos del país. Su designación refuerza el compromiso de dotar a la Administración Pública de un asesoramiento legal de excelencia, asegurando la coherencia normativa y la defensa eficiente de los intereses del Estado argentino.
La llegada de Donald Trump a la Casa Blanca podría representar una oportunidad inesperada para la industria petrolera y gasífera argentina, incluso ante la posibilidad de una caída inicial en los precios internacionales del crudo.
Desde su primer día en el cargo, Trump dejó en claro su intención de transformar el panorama energético estadounidense. La declaración de emergencia energética, su compromiso con el impulso de la producción de hidrocarburos y la amenaza de aranceles al petróleo canadiense son sólo algunas de sus primeras acciones en este sentido. Estas medidas no sólo afectan el mercado energético estadounidense, sino que también repercuten en el comercio internacional, incluida Argentina, que recientemente alcanzó un superávit comercial energético sin precedentes en casi dos décadas.
En 2024, Argentina logró un superávit comercial energético de 5.668 millones de dólares, impulsado por un incremento del 22,3% en sus exportaciones y una reducción del 49,4% en sus importaciones. Este hito se debe a tres factores clave: la riqueza del yacimiento de Vaca Muerta, el segundo más grande del mundo en su tipo; una política económica favorable a la inversión privada impulsada por el gobierno de Javier Milei; y la creciente demanda china de crudo argentino, convirtiendo al gigante asiático en su principal comprador.
El contraste con la administración anterior en Estados Unidos es notable. Mientras el gobierno de Joe Biden promovía subsidios para fabricantes de baterías de vehículos eléctricos y fomentaba el desarrollo de turbinas eólicas marinas, la nueva administración de Trump apuesta por la flexibilización de los permisos de perforación y el aumento de la producción de hidrocarburos. Si bien esto podría ejercer presión a la baja sobre los precios internacionales del petróleo, la realidad es que el impacto dependerá de múltiples factores, incluida la voluntad de las grandes petroleras de expandir significativamente su producción.
En este sentido, los analistas concuerdan en que la política de “perforar, perforar, perforar” promovida por Trump podría reducir los precios del crudo, pero también destacan que las empresas no siempre siguen automáticamente el camino que dicta la política gubernamental. Según el Buenos Aires Herald, un aumento en la producción estadounidense podría llevar el precio del Brent a 65 dólares por barril. Sin embargo, las principales petroleras han demostrado cautela en sus planes de expansión, lo que podría mitigar este efecto.
En el caso de Argentina, el desarrollo de Vaca Muerta ha sido notable en los últimos años. Su producción ha crecido de menos de 90.000 barriles diarios a casi 400.000 barriles por día al cierre del tercer trimestre de 2024, con una tasa de crecimiento anual del 35%. Las proyecciones indican que este volumen podría alcanzar el millón de barriles diarios hacia finales de la década, consolidando a Argentina como un actor clave en el mercado energético regional.
Más allá del impacto en los precios, la política exterior de Trump también juega un rol fundamental en la configuración de los mercados energéticos. Su enfoque de dominación energética estadounidense y el uso del petróleo y el gas como herramientas geopolíticas podrían generar nuevas oportunidades para productores alternativos, como Argentina que podría reconfigurar el comercio energético global, beneficiándose con la provisión de recursos estratégicos.
Sin embargo, hasta el momento, Trump no ha impuesto sanciones significativas a Rusia o Irán, sino que ha dirigido su atención a Canadá, cuestionando la necesidad de importar crudo de su vecino del norte. No obstante, el petróleo argentino, al ser liviano y dulce, no representa una alternativa directa al crudo canadiense, que es en su mayoría pesado y azufrado.
A pesar de los desafíos iniciales, la administración Trump podría representar una ventaja a largo plazo para la industria petrolera argentina. Primero, porque el mercado petrolero global no responde exclusivamente a órdenes presidenciales, sino a la dinámica de la oferta y la demanda. Segundo, porque la resiliencia de la demanda de crudo ha demostrado ser resistente ante intentos de transformación acelerada del sistema energético global. Y tercero, porque la reciente retirada de Estados Unidos del Acuerdo de París ha provocado un efecto dominó en el sector financiero y político, con bancos y gobiernos reconsiderando sus compromisos ambientales.
Aunque la presidencia de Trump puede traer desafíos para los productores de petróleo en términos de precios en el corto plazo, las oportunidades que genera en términos de acceso a mercados, estabilidad regulatoria y reconfiguración geopolítica podrían, en última instancia, beneficiar a la industria petrolera y gasífera argentina.
Andrés Scarone, vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, fue designado presidente del directorio de MetroGAS SA en reemplazo de Tomás Córdoba, que a partir de febrero asumirá como CEO de Compañía MEGA SA, otra empresa participada del grupo YPF.
Sebastián Mazzucchelli, quien se desempeña como director Comercial, asumirá provisionalmente las funciones de la dirección general de MetroGAS, se comunicó.
Scarone es ingeniero industrial por la Universidad Católica Argentina (UCA), ocupó diferentes roles gerenciales en YPF y en Repsol, en la Argentina, Perú y Ecuador. Desde 2020 y hasta enero de este año se desempeñó como gerente general de Compañía MEGA SA.
Sebastián Mazzucchelli es licenciado en Administración de Empresas por la Universidad de Buenos Aires (UBA) con posgrado en Desarrollo Gerencial por la Universidad Católica Argentina (UCA). Ingresó en MetroGAS en 1995 y se desempeñó como operador comercial, ejecutivo de cuentas, jefe de Ventas GNC, gerente de Procesos Masivos y gerente de Grandes Clientes. En 2017 fue designado director Comercial.
Tomás Córdoba fue presidente y CEO de la compañía durante dos años y medio en los cuales fue fundamental en decisiones estratégicas que posicionaron a MetroGAS como una empresa líder, innovadora y de excelencia, que brinda un servicio seguro, confiable y de calidad. Se mantendrá en el directorio como director titular por la clase A.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural.
Por la cantidad de Clientes que posee -2.500.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano. Su servicio abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
A través de la Resolución 79/2025, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a Audiencia Pública para el 27 de febrero próximo con el objeto de “poner en conocimiento y escuchar opiniones sobre las Propuestas Tarifarias presentadas por las empresas distribuidoras y comercializadoras EDENOR y EDESUR para el próximo período quinquenal.
Esto, dentro del Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y con carácter previo a definir las tarifas a aplicar por las referidas concesionarias en dicho quinquenio, cubriendo así el requisito de la Ley Marco del sector.
La Audiencia Pública (no vinculante) se realizará mediante una plataforma digital el 27 de febrero a las 08:30, y su desarrollo se trasmitirá en simultáneo a través de una plataforma de streaming, la que será informada en la página web del ENRE (https://www.argentina.gob.ar/enre).
En los considerandos de la Resolución ahora oficializada se hace referencia a que el gobierno nacional, mediante el Decreto 55/2023, declaró hasta el 31 de diciembre de 2024 la emergencia del Sector Energético Nacional en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal.
Dicho decreto determinó el inicio de la revisión tarifaria conforme la Ley 24.065 (Marco Regulatorio) correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de distribución y transporte de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y estableció que “la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios no podrá exceder del 31 de diciembre de 2024”.
Pero a través del Decreto 1023 de noviembre de 2024 se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional y la nueva “fecha límite para la entrada en vigencia de los nuevos cuadros tarifarios hasta el 9 de julio de 2025”.
El Gobierno impulsa la RQT y en ese contexto tiene además previsto continuar con una actualización mensual de las tarifas, y avanzar este año con la eliminación total de los subsidios del Estado a casi todos los usuarios del servicio.
Podrá participar en la Audiencia Pública toda persona física o jurídica, pública o privada que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el Procedimiento de Audiencia Pública aprobado por Decreto 1172/2003, adoptado por Resolución ENRE 30/2004.
Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería, admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre. Deberán inscribirse vía web en el Registro de Participantes.
Que quienes deseen participar deberán inscribirse en forma previa, a partir de las CERO HORAS (00:00 h) del día 10 de febrero de 2025 y hasta las VEINTITRÉS HORAS CINCUENTA Y NUEVE MINUTOS (23:59 h) del día 24 de febrero de 2025, en el Registro de Participantes.
La referida Audiencia será presidida por el Interventor del Organismo, Osvaldo Rolando y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por la María Cristina Tonnelier y/o Marcelo Ángel Biach, pudiendo designar funcionarios competentes en su reemplazo, quienes serán asistidos por el Jefe de la Asesoría Jurídica Sergio Bergoglio y/o su alterna Liliana Gorzelany y/o quienes ellos designen en su reemplazo.
A través de la Resolución 22/2025, la Secretaría de Energía eliminó el Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos y Vehículos Híbridos Eléctricos, con el objetivo de “quitar trabas burocráticas y promover el desarrollo del sector”, se comunicó.
Esta medida deja sin efecto el registro obligatorio que fue creado en 2023 (Resolución 817/23) y se había convertido en un trámite engorroso, que no tenía un objetivo claro y sólo generaba más carga administrativa a las empresas y ciudadanos, señaló la Secretaría.
Y agregó que “la implementación de este empadronamiento significaba más intervención del Estado y un mal uso de los recursos públicos, sin traducirse en una mejora efectiva en la promoción de la movilidad eléctrica, ni en beneficios concretos para la ciudadanía”.
“Por el contrario, el registro ralentizó la instalación y expansión de puntos de carga, al agregar costos y tiempos innecesarios para el sector privado, como la presentación de formularios y documentación respaldatoria”, se explayó la cartera a cargo de María Tettamanti.
Y concluyó que “de esta manera, en línea con las políticas de reducción de la burocracia estatal, el Gobierno Nacional avanza con medidas concretas que le dan más libertad a los ciudadanos y a las empresas, y que les permiten ahorrar tiempo y recursos”.
El reciente lanzamiento de DeepSeek sacudió no sólo al mundo de la inteligencia artificial sino también a los mercados energéticos globales. La startup china presentó R1, su modelo de IA que, aparentemente, demostró una eficiencia sin precedentes, requiriendo solo 2000 chips de Nvidia para su entrenamiento, una cifra drásticamente menor a la utilizada por compañías como OpenAl o Gork. Este lanzamiento desencadenó una ola de incertidumbre en el sector energético, donde muchas compañías habían apostado por un crecimiento exponencial del consumo eléctrico dada a la expansión de la IA. Cabe destacar que otro factor importante de DeepSeek es que fue presentado bajo la licencia de código abierto, es decir, cualquiera con know how puede utilizarlo y manipularlo de forma “gratuita”, la vara de ingreso al uso de estas tecnologías era bastante alta en términos de costos materiales y operativos y esto podría reducirlo drásticamente.
Hasta ahora el auge de las inteligencias artificiales se había asociado a un incremento de la demanda eléctrica. Muchos data centers de todo el mudo ampliaron sus capacidades, y empresas como Microsoft, Google y Amazon habían invertido fuertemente en infraestructura para soportar las nuevas demandas energéticas.
Se proyectaba que los centros de datos podrían representar hasta el 12% del consumo eléctrico de EE.UU. en 2028, y que la demanda mundial podría duplicarse en cuestión de pocos años.
Eficiencia Energética
El anuncio de DeepSeek generó una ola de ventas masivas en los mercados bursátiles. Empresas energéticas que habían basado sus proyecciones en la demanda de IA vieron desplomarse sus acciones: Constellation Energy perdió el 20% de su valor, mientras que operadores de gasoductos y proveedores de uranio como Cameco también sufrieron caídas considerables.
El motivo es claro: si DeepSeek realmente puede reducir el consumo energético de la IA (algunos optimistas afirman más de un 65%), muchas de las previsiones que apuntaban a un boom eléctrico podrían estar sobreestimadas. Morgan Stanley, por ejemplo, revisó su proyección para Asia-Pacífico, calculando que el consumo de energía podría ser un 0.78% menor si las eficiencias de DeepSeek se adoptan masivamente.
La eficiencia de los nuevos modelos de IA podría llevar a una adopción masiva de aplicaciones de inteligencia artificial, lo que finalmente resultaría en un aumento del consumo energético en lugar de una reducción. La llamada “Paradoja de Jevons” sugiere que cuando una tecnología se vuelve más eficiente, su uso se expande, por tanto, termina incrementando la demanda total.
Si la demanda de electricidad crece menos de lo esperado, podría desacelerarse la inversión en infraestructura energética y alterar la estrategia de los gigantes del sector. Al mismo tiempo, si la Paradoja de Jevons se cumple y la accesibilidad de IA dispara su adopción, la crisis actual podría convertirse en una oportunidad inesperada.
Mientras se recalcula el futuro, una sola certeza emerge de este sismo financiero: la demanda de energía va a incrementar, sea a pequeños pasos o a trancos largos.
A través del Decreto 46/2025, el Gobierno Nacional autorizó en todo el territorio nacional el auto despacho de combustible como modalidad optativa, a elección de los expendedores, quienes podrán implementarlo de forma total o parcial con solamente algunos surtidores de autoservicio en sus establecimientos.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía deberá determinar los requerimientos necesarios para quienes soliciten la implementación de esta modalidad. Además, deberá dictar las normas complementarias o aclaratorias necesarias para la aplicación de la medida.
Energía comunicó que “esta medida obedece, por un lado, a que el rubro de las estaciones de servicio de nuestro país ha experimentado un profundo proceso de avance tecnológico que permite actualmente ofrecer a los usuarios distintas modalidades para el autodespacho de combustibles, siempre que se garanticen determinadas condiciones de seguridad”.
Por otro lado, argumentó que “el autoservicio de combustibles posibilitará que las estaciones que actualmente restringen sus horarios comerciales puedan ofrecer un servicio continuo durante las 24 horas del día con un costo operativo menor, lo que resultará especialmente beneficioso para aquellos que necesitan cargar combustible en horarios no convencionales”. Además de a los empresarios del rubro, que apoyan la medida.
La S.E. sostiene que “el autodespacho se ofrece como una garantía para el resguardo de la integridad física de los trabajadores de las estaciones de servicio que, en determinadas zonas del país, se ven expuestos durante el horario nocturno a reiteradas situaciones de violencia e inseguridad”.
“En línea con el objetivo del Gobierno Nacional de garantizar una amplia libertad en la circulación de bienes y servicios y de simplificar y eliminar las trabas burocráticas que afectan su normal prestación, es necesario implementar medidas que promuevan el desarrollo de la industria, el avance tecnológico y amplíen la oferta de servicios para los consumidores”, señaló la cartera a cargo de María Tettamanti.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, firmó el 20 de enero de 2025 una orden ejecutiva para retirar nuevamente al país del Acuerdo de París sobre cambio climático. Esta acción, que marca su segunda retirada del pacto internacional tras haber hecho lo mismo en su primer mandato (2017-2021), ha generado una ola de críticas por parte de expertos y organizaciones ambientalistas.
El impacto de la decisión
El Acuerdo de París, adoptado en 2015 durante la conferencia de la ONU sobre cambio climático (COP21), busca limitar el aumento de la temperatura global a 1.5 °C sobre los niveles preindustriales, o mantenerlo muy por debajo de los 2 °C. La salida de Estados Unidos del tratado podría obstaculizar los esfuerzos globales para mitigar el cambio climático, según advierten los especialistas.
En un comunicado, Bob Ward, director de políticas del Instituto de Investigación Grantham sobre Cambio Climático y Medio Ambiente de la London School of Economics, expresó su preocupación: “La decisión de Trump es extremadamente decepcionante. Estados Unidos es el segundo mayor emisor de gases de efecto invernadero y su retirada debilita la acción climática en un momento crucial”. Según el experto, los incendios forestales y huracanes que han golpeado a EE.UU. en los últimos años podrían agravarse debido a la falta de regulaciones y compromisos climáticos.
El argumento de la administración Trump
La orden ejecutiva firmada por Trump -algo así como un decreto de necesidad y urgencia- instruye al embajador de Estados Unidos ante la ONU a presentar una notificación formal de salida del Acuerdo de París. En el documento, la administración justifica su decisión argumentando que el tratado “no refleja los valores de EE.UU. ni su contribución económica y ambiental”, y que “desvía el dinero de los contribuyentes estadounidenses hacia países que no requieren ni merecen asistencia financiera”.
Las ordenes ejecutivas permiten a un presidente tomar decisiones sin necesidad de pasar por el Congreso, pero pueden ser revocadas por un futuro mandatario o impugnadas en los tribunales.
Reacciones y críticas
La comunidad científica y ambientalistas han calificado la medida como “irresponsable”. La física climática Anna Cabré, consultora de investigación de la Universidad de Pensilvania, señaló que “Estados Unidos es uno de los mayores emisores de carbono y tiene la responsabilidad de liderar el esfuerzo global, no de dar un paso atrás”.
Por su parte, Rachel Cleetus, directora de políticas de la Unión de Científicos Preocupados, alertó sobre el impacto humano y económico de la decisión. “Estamos viendo sequías, tormentas más intensas, inundaciones y un aumento acelerado del nivel del mar. La retirada de EE.UU. no hará sino empeorar la situación”.
Organizaciones como Climate Power han advertido que la salida del acuerdo debilita la capacidad de EE.UU. para influir en las negociaciones internacionales sobre cambio climático. Según sus estimaciones, alcanzar los objetivos del Acuerdo de París “podría salvar un millón de vidas al año para 2050”
Perspectivas futuras
La decisión de Trump también podría afectar la política climática global. Se espera que en la próxima cumbre climática de la ONU en Brasil, programada para noviembre, los países miembro presenten compromisos más ambiciosos. Sin embargo, la retirada de EE.UU. podría desalentar a otras naciones a cumplir sus objetivos climáticos.
A medida que los efectos del cambio climático se hacen más evidentes, la decisión de Trump pone en jaque el liderazgo de Estados Unidos en la lucha ambiental. La incertidumbre sobre el futuro de la política climática del país podría depender de las próximas elecciones y de la posibilidad de una reversión de esta decisión en el futuro.
El gobierno neuquino, a través de Vialidad Provincial, se hará cargo de los trabajos desde el Tercer Puente hasta China Muerta.
El gobernador Rolando Figueroa se reunió en Buenos Aires con el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, para formalizar el traspaso del mantenimiento de la ruta 22 desde el sector del Tercer Puente hasta China Muerta.
“Queremos en nuestra provincia rutas en condiciones, que permitan a los neuquinos y a quienes nos visitan, transitar con seguridad para llegar a cada uno de los destinos. Además, nos va a permitir mejorar todos los accesos, desde el Norte, a la ciudad de Neuquén” destacó el gobernador.
La comitiva neuquina estuvo integrada por el ministro de Planificación, Rubén Etcheverry y el presidente de la dirección provincial de vialidad, José Dutsch. De la actividad participaron funcionarios del ministerio de Economía, de la Secretaría de Concesiones y el administrador general de Vialidad Nacional, Marcelo Campoy. Se intercambiaron los primeros borradores para a la brevedad, poder firmar esa transferencia.
La obra incluye 32 kilómetros de la ruta 22 que van a ser transferidos a la provincia en una primera etapa.
La Provincia continúa con su inversión en las rutas claves para la provincia, que permitirá mejor vinculación a Vaca Muerta, pero además garantizando mejores accesos a la ciudad Neuquén.
En mayo del año pasado, Figueroa junto a su par rionegrino, Alberto Weretilnek había solicitado avanzar en sesión del mantenimiento y operación de las rutas nacionales 22, 151, 231 y 242, en todos los tramos que recorren dentro de cada provincia.
Las rutas 22 y 151 son prioridad estratégica para que se pueda explotar con eficiencia y sostenibilidad el potencial que tiene Vaca Muerta, así como las rutas 231 y 242 lo son también para mejorar el tránsito entre la región y Chile.
La Secretaría de Energía de la Nación encaró la “normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”.
“El proceso de transición será gradual, sin poner en riesgo el abastecimiento de energía ni aumentar los costos para los consumidores”, comunicó Energía, y detalló los principales ejes de este proceso:
Descentralización de la gestión de combustibles: Los generadores térmicos serán responsables de gestionar sus propios combustibles, lo que incentivará la competencia y la eficiencia en el sector.
Fomento de contratos bilaterales libres en el Mercado: Se promoverá la participación activa de Grandes Usuarios y distribuidores, lo que facilitará el desarrollo de nueva infraestructura de generación y transporte de energía.
El Estado continuará cumpliendo con los contratos de generación y combustibles vigentes hasta su finalización. En caso de ser necesario, se realizarán licitaciones competitivas para nuevas infraestructuras.
A través de la resolución 21/2025, se exceptua de la suspensión temporal establecida en la Resolución 95/2013 a los proyectos de generación, autogeneración o cogeneración de energía eléctrica de fuente convencional térmica, hidroeléctrica o nuclear habilitados comercialmente, a partir del 1° de enero de 2025.
Ello, de conformidad con “los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios”, encontrándose habilitados sus titulares a celebrar contratos de abastecimiento del Mercado a Término con los Agentes Demandantes, Distribuidores o Grandes Usuarios del MEM.
Ahora, a través de la Resolución 21/2025 la S.E. dejó sin efecto el Artículo 9° de la R-95/2013 que había suspendido “transitoriamente, la incorporación de nuevos contratos en el Mercado a Término del MEM para su administración por parte del Organismo Encargado del Despacho.
Energía dispuso ahora que, una vez finalizados los contratos del Mercado a Término preexistentes al dictado de la nueva resolución será obligación de los Grandes Usuarios del MEM adquirir su demanda de energía eléctrica al Organismo Encargado del Despacho conforme las condiciones que establezca esta S.E. a tal efecto.
Los contratos del Mercado a Término que se encuentren vigentes a la fecha de la nueva resolución continuarán administrándose conforme a la regulación vigente hasta su finalización, no pudiendo ser renovados ni prorrogados.
La nueva resolución deroga, a partir del 1° de febrero de 2025, la R-354/2020 de la S.E. referida a los criterios para definir cuales “serán considerados volúmenes firmes de gas para la CAMMESA)”.
Asimismo, la nueva resolución sustituye el Artículo 8° de la R-95/13 de la S.E. por otro que establécese que ” a partir del 1° de marzo de 2025, se reconocerán los costos de combustibles propios valorizándolos al correspondiente precio de referencia utilizados y aceptados en la Declaración de Costos Variables de Producción junto al flete reconocido, el costo asociado al Transporte y Distribución de Gas Natural y los impuestos y tasas asociadas”.
Con el objeto de proveer los combustibles correspondientes a los Contratos de Abastecimiento de Generación Térmica sin obligación de su gestión, la gestión comercial y el despacho de combustibles, quedará centralizada en el Organismo Encargado del Despacho (OED) para esos generadores, se indicó.
Los Generadores Térmicos al Spot se encuentran habilitados a gestionar su propio combustible, pudiendo ser abastecidos por el OED como proveedor de última instancia”.
Asimismo, la nueva resolución establece que “a partir del 1° de febrero de 2025, el Costo de la Energía No Suministrada programada será de 1.500 USD/MWh, rigiendo los siguientes porcentajes de escalones de falla respecto de la demanda y su respectiva valorización:
a. Hasta 5 %, 350 USD/MWh b. Hasta 10 % , 750 USD/MWh c. Más de 10 % 1.500 USD/MWh
Estos valores transitorios serán de consideración y aplicación hasta tanto se realice una evaluación socioeconómica de la valorización Costo de la Energía No Suministrada.
Asimismo, la R-21 deroga, a partir del 1° de febrero de 2025, los Artículos 2°, 3°, 4°, 5°, 6°, 7°, 8° y 9° de la Resolución 1.281/2006 de la S.E.
Es la resolución que estableció que, “a partir del 1º de noviembre de 2006, la energía comercializada en el Mercado “Spot” por los Agentes dependientes del Estado Nacional, tendría como destino prioritario el abastecimiento de las demandas de electricidad atendidas por los Distribuidores y/o Prestadores del Servicio de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista, que no cuentan con capacidad de contratar su abasto en dicho Mercado y que no se encuentran respaldadas por contratos del Mercado a Término.
Además, las características básicas del Servicio de Energía Plus, y la determinación de la demanda base.
Ahora se estableció que “la incorporación de nuevos contratos o renovación de contratos en el Mercado a Término del MEM bajo la modalidad de “SERVICIO ENERGÍA PLUS” tendrá como fecha límite de vigencia el 31 de octubre de 2025. Los contratos vigentes bajo la modalidad de “SERVICIO ENERGÍA PLUS” se continuarán transaccionando en iguales condiciones hasta su finalización”.
En los considerandos de la R-21 se destaca que “las condiciones actuales del MEM, caracterizadas por un aumento de la demanda y la consecuente necesidad de modernización tecnológica tendiente a garantizar un abastecimiento confiable, exigen implementar acciones para fomentar nuevas inversiones, disponer tecnologías más eficientes y un despacho más efectivo en beneficio de los usuarios finales”.
Se explica también que la Resolución 354/2020 de la S.E. implementó un esquema de despacho firme para el gas natural, centralizando la gestión de dicho combustible, y que “las condiciones actuales requieren una gradual descentralización en la gestión de combustibles, permitiendo que los generadores térmicos operen con mayor autonomía, reduciendo costos y mejorando la eficiencia del sistema”.
Asimismo, se hace referencia a que la Resolución 1.281/2006 estableció el SERVICIO DE ENERGÍA PLUS para satisfacer el crecimiento de la demanda mediante generación adicional, y que “la prolongada vigencia del SERVICIO DE ENERGÍA PLUS ha generado limitaciones para la evolución del mercado que requieren ser eliminadas, incorporando señales económicas y adaptadas a las nuevas demandas del sector”.
Se señala que “la reducción drástica de las importaciones de gas natural desde BOLIVIA, sumada a la limitada capacidad de producción local en el norte del país, ha generado un alto riesgo de desabastecimiento para sectores industriales y residenciales”. “El escenario descripto exige medidas regulatorias que fortalezcan la seguridad del abastecimiento, diversifiquen las fuentes de generación y optimicen el uso de la infraestructura existente”, destaca la R-21.
“Las modificaciones propiciadas a través de la nueva resolución procuran normalizar el funcionamiento del MEM, eliminando restricciones innecesarias para la contratación bilateral, descentralizando la gestión de combustibles y creando incentivos económicos que estimulan la incorporación de nueva capacidad de generación en condiciones competitivas”, señaló la cartera a cargo de María Tettamanti.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó el “Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural – Actualización 2025”. Este reglamento, sancionado mediante la Resolución 41/2025, introduce cambios significativos en los requisitos y procedimientos aplicables a las personas jurídicas que prestan servicios de almacenaje o desempeñan actividades relacionadas con el almacenaje móvil de gas natural.
La regulación encuentra su marco legal en la Ley 24.076, que regula la industria del gas natural, y su Decreto Reglamentario 1738/92. Esta legislación otorga al ENARGAS amplias facultades para dictar reglamentos destinados a garantizar la seguridad, calidad y eficiencia en las actividades vinculadas al transporte, distribución y almacenamiento del gas. La actualización del reglamento busca adaptarse a los avances tecnológicos y a las crecientes exigencias del sector, así como a las necesidades de los distintos actores del mercado.
De acuerdo con los considerandos de la resolución, el nuevo reglamento fue objeto de un proceso de consulta pública. Entre los principales participantes se incluyeron empresas como Transportadora de Gas del Sur, YPF S.A., Galileo Technologies y Camuzzi Gas Pampeana, además de otras organizaciones y particulares interesados. Este proceso permitió recoger y analizar sugerencias que enriquecieron el texto final.
Alcance y exclusiones
El reglamento establece los procedimientos y requisitos que deben cumplir las personas jurídicas, tanto de derecho público como privado, que operen en el almacenaje de gas natural. Esto incluye el almacenamiento fijo en tanques de Gas Natural Licuado (GNL) o Gas Natural Comprimido (GNC); el almacenaje móvil mediante recipientes transportables y la nfraestructura para la carga y descarga de gas a granel.
No obstante, quedan excluidas del reglamento las estaciones de expendio de GNC para uso vehicular, la nfraestructura a bordo de buques metaneros, las instalaciones destinadas a la producción en yacimientos de hidrocarburos y las instalaciones de almacenamiento que forman parte de redes de distribución o transporte.
Estas exclusiones responden a la necesidad de delimitar las competencias regulatorias y evitar superposiciones con otros ámbitos normativos.
Novedades
La actualización introduce varias innovaciones relevantes. Se crea el “Registro de Almacenaje de Gas Natural de la República Argentina”, donde deben inscribirse todos los operadores que realicen actividades de almacenaje. Este registro será un requisito indispensable para operar.
Los operadores se clasifican en distintas categorías, tales como almacenadores de GNL, almacenadores de GNC/GNP a granel y almacenadores subterráneos. Cada categoría tiene requisitos específicos de habilitación.
Una de las novedades más destacadas es la introducción de la figura del Responsable Técnico de Almacenaje (RTA). Se exige la designación de un profesional de la ingeniería como responsable técnico. Este deberá garantizar la seguridad y operatividad de las instalaciones, además de estar debidamente certificado por los colegios profesionales correspondientes.
Se refuerzan las obligaciones de los almacenadores en cuanto a la seguridad de las instalaciones, incluyendo auditorías periódicas y la adopción de planes de mantenimiento y el ENARGAS podrá realizar auditorías sorpresivas y aplicar sanciones que van desde apercibimientos hasta multas significativas o suspensiones de la actividad.
Los almacenadores deben abonar anualmente una tasa destinada a financiar las actividades de fiscalización y control del ENARGAS. Este aporte es proporcional al volumen de actividad desarrollada por cada operador.
Implicancias
La implementación de este reglamento podría generar impactos significativos en la industria del gas natural. Por un lado, establece un marco más claro y riguroso para las actividades de almacenaje, promoviendo mayores estándares de seguridad y eficiencia. En términos ambientales, la normativa también refuerza el compromiso con la protección del entorno, estableciendo procedimientos claros para la gestión de riesgos y la respuesta a incidentes. Esto es especialmente relevante en un contexto donde la sostenibilidad adquiere un peso creciente en la agenda pública y empresarial.
El “Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural – Actualización 2025” representa una actualización de la regulación del sector del gas en Argentina. Al mismo tiempo, pone de manifiesto el compromiso con la seguridad, la eficiencia y la sostenibilidad en esta actividad clave para el desarrollo energético del país.
El desafío ahora radica en garantizar su efectiva implementación y en que todos los actores involucrados se adapten a las nuevas disposiciones.
YPF Luz comunicó que “los principales componentes de los aerogeneradores para el Parque Eólico PE CASA comenzaron a llegar al Puerto de Bahía Blanca cumpliendo con los tiempos estipulados para esta primera etapa”.
Con una inversión de 80 millones de dólares, el proyecto está emplazado en la localidad de Olavarría, a 10 km de la ciudad, dentro del predio de Cementos Avellaneda, sobre una superficie de 450 hectáreas.
Entre los componentes que llegaron, se incluyen 27 palas de 79,7 metros cada una. Cabe destacar que cada aerogenerador una vez montado tendrá una altura aproximada a 200 metros, similar a la altura de tres Obeliscos.
Tendrán una potencia máxima de 7 MW, superando así a los aerogeneradores del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz, y que hasta ahora son los más grandes del país.
En cuanto a las torres, son de fabricación local y estarán listas para llevar al sitio en mayo de este año, se indicó.
Características principales de la tecnología que ingresó: Aerogeneradores Nordex Delta 4000. Potencia máxima de cada uno: 7 MW. Alto de torre: 119 metros. Largo de palas: 79,7 metros. Diámetro de hélice: 163 metros de diámetro.
El nuevo parque de la compañía tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW y contará con 9 aerogeneradores en total, con un factor de capacidad estimado del 47 %.
El proyecto tiene dos instalaciones diferenciadas: por un lado, 4 aerogeneradores con un total de 28 MW de capacidad instalada estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía de los otros 5 aerogeneradores, de una capacidad instalada de 35 MW, se comercializará por YPF Luz en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Parque Eólico Casa
Generará 63 MW de potencia de fuente renovable: o Energía equivalente a más 72.000 hogares. o Ahorro de 119.824 toneladas de CO2 al año.
. 9 aerogeneradores.
. Superficie: 450 hectáreas.
. Factor de capacidad: 47.2 por ciento.
. Energía generada: 260.487 MWh/año.
. Inversión: más de USD 80 millones.
. Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra.
Goldwind Argentina firmó el 23 de diciembre de 2024 un acuerdo comercial con la compañía francesa para proveerle aerogeneradores modelo GW136 de 4.2MW para el proyecto de Río Cullen, en Tierra del Fuego. Una vez operativo, será el parque eólico más austral del mundo a excepción de algunas instalaciones realizadas en la Antártida.
“TotalEnergies es uno de los mayores players del mercado a nivel global, y es para Goldwind Argentina un orgullo haber firmado el primer acuerdo para realizar un proyecto en Argentina” destacó Fernando Errea, Gerente de Ventas de Goldwind Argentina. Y agregó “Este es un gran desafío debido a las condiciones de emplazamiento del proyecto, siendo Tierra del Fuego conocida por su excelente recurso eólico, pero sabemos que nuestras turbinas están preparadas para las exigencias climáticas más severas, y para otorgar un excelente rendimiento”.
Los aerogeneradores provenientes de China llegarán en el segundo trimestre de este año al puerto de Punta Arenas, en Chile, desde donde se transportarán por ferry y tierra hasta la locación del parque eólico.
Actualmente, estas instalaciones funcionan generando su propia electricidad por medio de turbinas a gas. Este innovador proyecto, basado en energía renovable, logrará reducir la huella de carbono de las actividades, al disminuir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, propias de la generación de energía, en aproximadamente 60%.
Este proyecto híbrido, que combina energía renovable y baterías, se convertirá en el primer desarrollo onshore de este tipo dentro de la rama Exploración-Producción de TotalEnergies a nivel mundial.
La iniciativa se enmarca en la estrategia de descarbonización que TotalEnergies lleva adelante desde 2019, que tiene como objetivo reducir las emisiones de sus instalaciones industriales en más del 40% para 2030.
La nueva etapa de desarrollo en la mina Veladero consiste en la ejecución parcial de la Fase 8A de la ampliación del Valle de Lixiviación, que incluirá trabajos de movimiento de suelos, instalación de geosintéticos y tuberías de polietileno de alta densidad. Al igual que en las fases anteriores, Milicic continuará con estas tareas para la mina Veladero de Barrick y Shandong Gold.
Esta etapa tendrá una duración de cuatro meses, desde enero hasta abril. “Se trata de un proyecto con un pico de 500 colaboradores en el sitio y un total de 800 en nómina. Este volumen de personal y la rapidez del plazo representan un gran desafío, considerando los recursos necesarios para movilizar a tantas personas y a casi 80 equipos”, sostuvo Agustín García Zalazar, gerente de Proyecto de Milicic.
Respecto al personal, Gonzalo Vidal, Administrativo de Recursos Humanos, agregó que la coordinación de equipos y personal será uno de los aspectos más demandantes, ya que requerirá una planificación precisa para mantener un flujo de trabajo eficiente en un entorno de alta exigencia. Reforzando el desarrollo local, para la mano de obra directa se contratan colaboradores de las comunidades de Jáchal e Iglesia, y del resto de la provincia de San Juan.
Milicic continuará priorizando el desarrollo de proveedores de las comunidades del entorno de sus negocios, llevando adelante alianzas estratégicas de asociativismo. Complementariamente, la compañía participa en mesas de diálogo con productores y Cámaras locales, impulsando la colaboración con proveedores de la zona, promoviendo el consumo local y estableciendo alianzas estratégicas que dinamicen la economía regional.
Una de las tareas que se confió por tercera vez consecutiva a Milicic es la colocación de geosintéticos y geomembranas. “Gracias a la experiencia acumulada aquí en Veladero, podemos organizar mejor los trabajos para hacerlos más eficientes, registrar rendimientos por tarea, formar supervisores propios y generar nuevo know-how que enriquezca a la compañía”, expresó Iván Tropper, jefe de Proyecto de Milicic.
La mina Veladero se encuentra a 156 km de Tudcum, desde donde comienza el ascenso hacia los 4.000 metros sobre el nivel del mar. Las condiciones climáticas de alta montaña podrían impactar significativamente en el cronograma, lo que obligará a Milicic a estar preparada y ajustar estrategias sobre la marcha.
Por otro lado, la logística jugará un papel crucial, ya que la lejanía hará que cualquier contratiempo o urgencia implique tiempos de respuesta prolongados. Esto refuerza la importancia de prever y coordinar cada detalle con antelación.
Además, las condiciones del terreno, caracterizadas por una topografía de alta montaña, exigirán un esfuerzo adicional tanto en términos de ejecución técnica como de seguridad para el personal y los equipos. “Confiamos en que nuestra experiencia y capacidades serán clave para anticiparnos a las dificultades y garantizar un desarrollo exitoso”, concluyó Tropper.
Acerca de Milicic
Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región.
Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.
El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas solicitadas por CAMMESA:
La habitual mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para febrero 2025, en la que podían participar Productores y Comercializadores en general. Se recibieron 27 ofertas que totalizaron 18.050.000 m3/día y fueron realizadas por productores en Neuquén (8), Santa Cruz, (5); Chubut (4), Noroeste (5), y Tierra del Fuego (5).
Los Precios Promedio Ponderados fueron de U$S 2,10 el MBTU para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte; y de U$S 2,88 puesto en el Gran Buenos Aires.
Los precios PIST oscilaron entre 1,77 y 2,17 dólares el millón de BTU, en tanto que los precios del gas puesto en el Gran Buenos Aires oscilaron entre U$S 2,33 y U$S 3,02 el MBTU.
Luego el MEGSA realizó un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales.
Cada Productor sólo podía 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 esta oportunidad las ofertas sumaron 12, por un volumen total diario de 22.000.000 de m3/día. Fueron realizadas desde Neuquén (7), Tierra del Fuego (3), Santa Cruz (1), y Chubut (1).
El PPP fue U$S 2,85 el MBTU (GBA), y oscilaron entre U$S 2,70 y 3 dólares por MBTU.
En medio de un escenario socioeconómico desafiante, el informe mensual del Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) que dirige Julián Rojo, realiza un análisis detallado de cómo los cambios en las tarifas y los subsidios impactaron en los hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
En enero de 2025, un hogar promedio sin subsidios necesitó destinar $144.775 mensuales para cubrir servicios esenciales como energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte. Este valor refleja un incremento del 3% respecto a diciembre de 2024 y un asombroso 345% frente al mismo mes del año anterior.
La canasta de servicios públicos
La canasta de servicios públicos, compuesta por energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte, registró un comportamiento dispar entre los distintos rubros. El gasto en energía eléctrica tuvo un alza del 10,9% mensual debido a aumentos en el cargo fijo (4%) y en el consumo estacional durante el verano. Por su parte, el gasto en agua potable aumentó un 1%, mientras que el gas natural mostró una leve caída del 0,9% en términos mensuales. El transporte, que representa el mayor peso en la canasta (39%), se mantuvo estable en enero.
En el desglose interanual, el informe resalta incrementos significativos: el transporte lideró con un aumento del 382%, seguido por el gas natural (559%), el agua potable (321%) y la energía eléctrica (270%). Estos aumentos se deben principalmente a ajustes tarifarios y a la eliminación de subsidios en ciertos segmentos.
Subsidios
Uno de los puntos más relevantes del informe es la reducción de los subsidios reales en un 39% durante 2024. Este descenso afectó principalmente a los sectores de transporte (-39%), energía (-38%) y agua (-59%), marcando un cambio en la política fiscal del Estado. En términos generales, los usuarios del AMBA cubren el 53% de los costos de los servicios, mientras que el 47% restante es asumido por el Estado.
El desglose por segmento muestra disparidades notorias. Los hogares de altos ingresos (N1) cubren el 93% de los costos eléctricos y el 87% del gas natural, mientras que los sectores de bajos ingresos (N2) solo aportan el 26% y el 31%, respectivamente. Esto evidencia cómo los subsidios están diseñados para beneficiar a los sectores más vulnerables.
En el caso del transporte público, la situación es particularmente crítica. El costo técnico del boleto en el AMBA es de $1.314, superando en un 42% el valor regulado de $927. Esto implica una presión adicional para los subsidios, que deben compensar la brecha entre los costos operativos y las tarifas que pagan los usuarios.
Desigualdades estructurales
El informe también destaca la disparidad de tarifas entre las provincias. Mientras que un usuario promedio del AMBA paga tarifas significativamente subsidiadas, en localidades como Bariloche el costo del transporte público alcanza los $1.613. Estas diferencias se explican por la ausencia de un marco nacional de subsidios para el interior, donde los gobiernos provinciales y municipales deben asumir mayores responsabilidades financieras.
En el sector eléctrico, también se observan variaciones marcadas. La factura final promedio en el AMBA para un hogar de ingresos altos (N1) es 1,8 veces superior a la de un hogar de ingresos bajos (N2), reflejando una segmentación en la aplicación de subsidios.
El bolsillo de los hogares
Para un hogar de ingresos altos en el AMBA, los servicios energéticos representan el 5,1% de su ingreso mensual promedio. En contraste, para los hogares de bajos ingresos, este porcentaje se eleva al 6,8%, evidenciando una mayor carga relativa en los sectores más vulnerables. Además, la canasta de servicios en su conjunto equivale al 11,7% del salario promedio registrado en enero de 2025.
El informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios subraya la necesidad de un debate profundo sobre la sostenibilidad del sistema de servicios públicos en Argentina. Mientras que los ajustes tarifarios buscan reducir el peso fiscal del Estado, también incrementan la presión sobre los hogares, especialmente en los sectores más vulnerables.
El futuro del sistema dependerá de encontrar un equilibrio entre tarifas justas, sostenibilidad fiscal y acceso equitativo a servicios esenciales. En este contexto, las políticas de subsidios deberán ser revaluadas para garantizar que los recursos se destinen de manera eficiente, promoviendo tanto la inclusión social como la sostenibilidad económica.
Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, visita una vez más la Costa Atlántica y a través de sus diferentes alianzas con automotrices líderes se suma a espacios con diversas iniciativas y propuestas lúdicas que convocan a la familia a divertirse y disfrutar de un amplio abanico de actividades en Cariló, Villa Gesell y Mar del Plata.
La primera parada tiene lugar en Cariló donde, junto a Volkswagen y por séptimo año consecutivo, presenta su espacio de entretenimiento Shell Helix para que toda la familia disfrute de una serie de competencias con premios para todos los ganadores. El stand se encuentra ubicado en Av. Divisadero y Cerezo y puede visitarse todos los días de 18:00 a 00:00 horas.
Además, en la misma localidad costera acompaña un año más a Audi. En este caso, en su stand ubicado en la calle Avellano 264 donde exhibe la red de carga eléctrica Shell Recharge conformada por cargadores de 150 kW (carga ultra rápida) y de 50 kW (carga rápida). Asimismo, dice presente con su gama de productos Shell Advance junto a Ducati con presencia en todas las motos con calcos de la marca.
En relación al acuerdo establecido con Grupo automotriz Stellantis, Shell dice presente en el Summer Car Show, que tiene lugar en las localidades de Cariló y Villa Gesell y puede visitarse todos los días, de 16:00 a 00:00 horas. Quienes asistan podrán disfrutar de la exhibición de los últimos modelos del Grupo y también pasar un momento divertido junto a los más pequeños en la pista de autitos de colección Shell. Quienes estén paseando por “La Feliz“podrán presenciar la inauguración de un espacio en el Shopping Paseo Aldrey, que incluye la presentación de las últimas novedades de Shell con descuentos y beneficios para sus clientes.
Por otra parte, y en el marco de los 25 años de Volkswagen Camiones y Buses, acompaña junto a Shell Rimula, llegan Mar del Plata y exhiben en su stand ubicado en Playa Grande los camiones semis de producción nacional junto con una ruleta con regalos para todos los que participen. Además, para quienes deseen pasar el día en la playa, pueden visitar el espacio de carga y proveerse de yerba y agua caliente para el mate.
“Este verano continuamos reforzando nuestras alianzas estratégicas junto a las principales automotrices. A través de nuestras principales marcas de lubricantes, Shell Helix, Shell Rimula y Shell Advance y nuestra marca para soluciones de electromovilidad, Shell Recharge, acompañamos las diferentes actividades de Grupo Volkswagen”, comentó Hernán Segado, director de B2B de Raízen Argentina.
Acerca de Raízen Argentina
Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red más de 880 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.
Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.
Raízen Argentina es parte del Grupo Raízen, empresa integrada, referencia global en bioenergía y licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.
A través de la Resolución 15/2025, la Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía de la Nación, continúa con la desregulación del mercado del Gas Licuado de Petróleo (GLP), con el objetivo de “tener un sistema más competitivo, en el que se reflejen los costos reales de producción y distribución de este combustible”, comunicó.
Al respecto, la nueva Resolución oficializada sustituye diversos puntos del reglamento del Programa Hogares con Garrafas (HOGAR) aprobado como anexo de la Resolución 49/2015 de la S.E. del ex Ministerio de Planificación Federal.
Ahora, se fijaron como objetivos:
Establecer PRECIOS DE REFERENCIA para las garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos válidos en todo el territorio nacional.
Establecer una política de subsidios tal que los recursos del ESTADO NACIONAL alcancen a los sectores más vulnerables de la población.
Otorgar un subsidio directo a los hogares de bajos recursos y a viviendas de uso social o comunitario que no cuenten con servicio de gas por redes, de manera tal de asegurarles la adquisición de garrafas de Gas Licuado de Petróleo de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos a un valor diferencial.
Incorporar tratamientos diferenciales de acuerdo con las características del hogar y ubicación.
Otro artículo de la R-15 se refiere a lntrumentación del Programa HOGAR y señala que “los principales lineamientos son:
Establecer Precios de referencia para las garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos válidos en todo el territorio nacional.
Otorgar SUBSIDIOS a los/as titulares de hogares de bajos recursos o de viviendas de uso social o comunitario de todo el país, consumidores de GLP envasado, que residan o se encuentren ubicadas, según el caso, en zonas no abastecidas por el servicio de gas por redes o que no se encuentren conectados/as a la red de distribución de gas de su localidad, lo que viabilizara que dichos usuarios cuenten con ingresos adicionales para acceder al mencionado producto.
El Programa se complementa con una estructura de fiscalización y control en cada punto de la cadena de comercialización y un esquema de sanciones.
Para esto, quedan bajo la órbita de la S.E. el seguimiento, control, fiscalización y facultad para sancionar a los sujetos activos de la industria del GLP definidos en la Ley 26.020 (del Gas Licuado).
El artículo 3 de la nueva resolución sustituye un apartado del reglamento original de la R-49/15 y ahora define en materia de precios de referencia que:
Para las garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos tales precios serán determinados por la Autoridad de Aplicación, al cual “los integrantes de la cadena de comercialización tomarán como una guía, sin ser vinculantes para los actores comerciales”.
De acuerdo a lo establecido por la Ley 26.020, la Autoridad de Aplicación fijará precios de referencia, los que serán publicados en la página web de la SECRETARÍA DE ENERGÍA y “corresponderán a una justa retribución de costos eficientes y una razonable rentabilidad”.
En cuanto a los precios de venta del productor del GLP se establece ahora que “el precio de venta del butano, propano y/o mezcla con destino a garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos, no deberá superar el precio de paridad de exportación (PPE)”.
En cuanto a la modalidad de comercialización se contempla una relación comercial en cadena, entre los siguientes actores: PRODUCTOR, COMERCIALIZADOR, FRACCIONADOR, DISTRIBUIDOR, COMERCIANTE Y CONSUMIDOR FINAL.
Todos los operadores deberán cumplir con las medidas de seguridad y requisitos técnicos, establecidos por la normativa vigente, se indica en la R-15.
El PRODUCTOR deberá asegurar que el GLP esté disponible para el mercado interno de manera continua y suficiente, en el marco de lo establecido por la Ley 26.020.
Las Empresas Productoras deberán registrar diariamente la cantidad de producto que se encuentre almacenado en cada una de las plantas de almacenamiento de su propiedad.
Respecto al FRACCIONADOR se crea un esquema que permitirá a las empresas fraccionadoras adquirir los volúmenes necesarios según sus operaciones, pero sujeto a un límite denominado VOLUMEN MÁXIMO PERMITIDO (VMP), basado en la relación entre el parque de envases aptos registrado por cada operador y el índice de rotación máximo aplicable. Al respecto se establecen las fórmulas de cálculo respectivas.
Asimismo, se derogó la resolución 70/2015, que aprobaban los Precios Máximos de Referencia y las Compensaciones para los Productores de butano y propano de uso doméstico.
Desde la cartera a cargo de María Tettamanti se comunicó que el Gobierno decidió un proceso de desregulación bajo tres ejes principales: alinear los precios locales con el export parity (precios internacionales) en toda la cadena del GLP; liberar las bocas de carga para que los fraccionadores puedan elegir dónde retirar el producto; y quitar los aportes obligatorios y cupos, dando mayor flexibilidad en la asignación de recursos, se describió.
“Esta medida abre una nueva era en el mercado del GLP, con reglas claras y libertad para competir”, señaló Energía.
Y puntualizó que “a partir de ahora se reflejarán los costos competitivos en todas las etapas del proceso; habrá precios determinados por la oferta y la demanda; se fomentará la competencia, incentivando a los actores del mercado a mejorar continuamente; y se eliminarán barreras artificiales para así facilitar el acceso a este combustible en todas las regiones del país”.
En este nuevo esquema, los productores mantendrán su compromiso con el abastecimiento del Programa Hogar. Esta iniciativa de la Secretaría de Energía brinda un subsidio en el consumo de GLP para los hogares más vulnerables, que no cuentan con red de gas natural.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió con el presidente electo de Uruguay, Yamandú Orsi, en Montevideo. El encuentro marcó la agenda energética regional y busca posicionar el gas y el petróleo de la cuenca neuquina para el abasto del mercado uruguayo.
De la reunión participaron además el futuro secretario de la presidencia, Alejandro Sánchez, y el canciller Mario Lubetkin.
Figueroa describió al respecto que “Venimos a construir confianza para que nuestros recursos puedan ser utilizados en beneficio de una integración latinoamericana”, y destacó la posibilidad de lograr un “win-win” a partir de monetizar el subsuelo. “Sabemos que otros países pueden crecer a partir de nuestro gas, a partir de nuestro petróleo, y creemos que tenemos una grandísima oportunidad generacional para generar bienestar para toda nuestra gente”.
El gobernador detalló que “estuvimos hablando especialmente de la posibilidad de compra del gas de Vaca Muerta, le interesa muchísimo a Uruguay, hoy los ductos están utilizados en menos del 15 %, ellos también tienen la ambición de que el caño que va a Brasil pase por acá”.
Figueroa reconoció el diálogo previo con el ministro de Economía y de Energía de la Nación, Luis Caputo, como así también, la necesidad de “reconstruir confianza” y revertir una situación similar a la que se vivió con Chile, donde no se había respetado un contrato previamente firmado.
El mandatario neuquino fue invitado a la próxima asunción del candidato ganador del Frente Amplio y anticipó la continuidad de las charlas.
“Fue muy buena la reunión y quedamos para seguir el trabajo ahora en una mesa técnica” bilateral que incluirá además la participación del ministro de Energía y Recursos Naturales neuquino, Gustavo Medele.
En la actualidad Uruguay destina 50 millones de dólares en subsidios por año. Acceder al gas de Vaca Muerta no solo le permitiría al vecino país tener mejores costos de energía para la industria, sino también la calidad de provisión, reduciendo los costos del gas domiciliario, se indicó.
Por su parte, el presidente electo Orsi reconoció una gran admiración por Neuquén y se comprometió además a visitar la provincia. “Es un placer poder conocer a la gente que hace cosas por la región y por la Argentina”, y reconoció que en un futuro “tenemos la obligación de materializar la verdadera integración”, afirmó.
El gobernador neuquino ya se había reunido con el presidente de Brasil, Luis Inacio “Lula” Da Silva, y en mayo del año pasado también visitó Houston, donde mantuvo encuentros con directivos de la empresa energéticas brasileña Petrobras para analizar opciones de inversión en la cuenca neuquina.
La provincia superó los 9.000 millones de dólares en inversiones en Vaca Muerta durante el 2024, que permitieron aumentar la producción de petróleo hasta los 447.000 barriles diarios, y de gas natural hasta los 109,6 millones de metros cúbicos diarios.
El aumento de Europa en el uso de las energías renovables ocurre en un momento en que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, tras asumir el cargo, retiró a su país del Acuerdo de París para implementar una política energética centrada en la extracción masiva de fósiles, bajo el lema “drill, baby, drill”.
Por primera vez en 2024, la energía solar superó al carbón como fuente de electricidad en la Unión Europea (UE), según un informe publicado el jueves por el grupo de expertos climáticos.
El Pacto Verde Europeo, promulgado en 2019, ha sido clave para acelerar la transición de la UE hacia fuentes de energía limpia.
El aumento de los precios del gas tras la invasión rusa de Ucrania también obligó a Europa a recurrir a energías renovables en busca de alternativas más baratas y limpias.
La caída en la demanda de gas dentro de la UE redujo significativamente la dependencia del gas ruso.
Con el uso creciente de nueva capacidad eólica y solar, la región ha evitado importar combustibles fósiles por un valor aproximado de 61.000 millones de dólares (58.600 millones de euros) desde 2019, según el informe.
La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, declaró el martes que Europa seguirá “trabajando con todas las naciones que quieran proteger la naturaleza y detener el calentamiento global”.
La energía solar se ha convertido en la fuente de energía de mayor crecimiento en la UE, representando un 11% de su suministro. En general, el fuerte crecimiento de la energía solar y eólica ha elevado la proporción de renovables al 47%, frente al 34% en 2019.
Solo el 10% de la electricidad del bloque fue generada mediante carbón. El informe subraya una disminución continua en la dependencia de los combustibles fósiles, con la generación de energía a gas cayendo por quinto año consecutivo y la producción total de energía basada en fósiles alcanzando un mínimo histórico del 29%.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a Audiencia Pública para el 25 de febrero “con el objeto de poner en conocimiento y escuchar opiniones” sobre las propuestas tarifarias presentadas por las compañías transportistas de energía eléctrica en alta y media tensión de todo el país, para el próximo período de cinco años, dentro del Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).
Esto, previo a definir las tarifas a aplicar por las referidas concesionarias en dicho quinquenio. A través del Decreto 1023 de noviembre de 2024 se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional declarada por el Decreto 55/2023, y la fecha límite para la entrada en vigencia de los nuevos cuadros tarifarios hasta el 9 de julio de 2025.
Mediante la Resolución 74/2025, el ENRE convocó a participar de la Audiencia a las compañías TRANSENER, TRANSBA, TRANSPA, DISTROCUYO, EPEN, TRANSNEA, TRANSNOA, y TRANSCOMAHUE,
La visualización y participación en la Audiencia Pública referida se realizará mediante una plataforma digital y se trasmitirá en simultáneo a través de una plataforma de streaming, la que será informada en la página web del ENRE (https://www.argentina.gob.ar/enre).
La Audiencia Pública será presidida por el Interventor del ENRE, Osvaldo Ernesto Rolando y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por María Cristina Tonnelier y/o Marcelo Ángel Biach.
Podrán participar en la Audiencia toda persona física o jurídica, pública o privada que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el Procedimiento de Audiencia Pública aprobado por Decreto 1172/2003, adoptado por Resolución ENRE 30/2004.
Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería , admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre. Deberán inscribirse vía web en el Registro de Participantes.
El ENRE habiltará, a partir de las CERO HORAS del día 8 de febrero de 2025 y hasta las 23,59 del 22 de febrero de 2025, el Registro de Participantes al que se podrá acceder a través de la página web del ENRE (https://www.argentina.gob.ar/enre).
La convocatoria también será comunicada a la Secretaría de Energía, a CAMMESA, a las asociaciones de usuarios registradas en el Registro Nacional de Asociaciones de Consumidores (RNAC), a la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR), a la Asociación de Distribuidores (ADEERA), a la Asociación de Grandes Usuarios (AGUEERA), a la Asociación de Generadores (AGEERA), a la Asociación de Transportistas (ATEERA) y a la Asociación de entes reguladroes eléctricos (ADERE).
En los considerandos de la Resolución ahora oficializada se explica que “atento a las prórrogas y modificaciones” de los plazos efectuadas para la RQT en los último meses, el nuevo “Cronograma para la revisión tarifaria del transporte de energía eléctrica en el año 2024-2025” aprobado por Resolución ENRE 7/2025, se otorgó la posibilidad a las Empresas Transportistas de Energía Eléctrica de efectuar las modificaciones que consideren necesarias a su presentación de la Remuneración Anual Pretendida para el quinquenio 2025-2029.
En tal sentido, las Empresas Transportistas de Energía Eléctrica han realizado las presentaciones digitalizadas (TRANSENER S.A.), (TRANSBA S.A.), (TRANSPA S.A.), (DISTROCUYO S.A.), (TRANSNEA S.A.), (TRANSNOA S.A.) y (TRANSCOMAHUE S.A.), que complementan las presentaciones previamente realizadas. En esta oportunidad, el EPEN no realizó presentación alguna, se indicó.
Cecilia Garibotti advierte sobre el impacto de las políticas energéticas de Trump
La Directora de la Fundación Encuentro y especialista en materia energética, Cecilia Garibotti, reflexionó sobre las medidas anunciadas por Donald Trump para la energía en Estados Unidos. En sus declaraciones, destacó el impacto crítico que las decisiones en materia energética tienen en el desarrollo económico y social de cualquier nación.
Garibotti señaló que la reciente declaración de emergencia energética nacional en Estados Unidos, la primera en la historia de ese país, pone en evidencia la importancia del costo de la energía para la estabilidad económica. Para el gobierno de Estados Unidos, los altos precios representan una “amenaza activa” para los sectores más vulnerables y la industria, agricultura y transporte estadounidense.
En este contexto, el mandatario parece priorizar en este segundo mandato la producción local de energía para reducir costos y garantizar energía accesible para hogares e industrias.
En contraposición, Garibotti advirtió sobre el rumbo de las políticas energéticas en Argentina, donde se discute la posible privatización del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (rebautizado Perito Moreno), una infraestructura clave para transportar gas natural y abaratar los costos de la energía eléctrica.
“Mientras que en Estados Unidos el gobierno dicta normas para reforzar su infraestructura energética buscando abaratar la energía, acá estamos discutiendo entregar al mercado una obra financiada con recursos de todos los argentinos. Este gasoducto funciona como una herramienta estratégica para garantizar energía accesible, y ha sido crucial para llegar a una balanza comercial energética récord en 2024. Dárselo a privados iría en contra de nuestras familias e industria”, expresó.
La especialista también subrayó cómo las medidas de Trump contrastan con la actual política argentina.
“En la orden ejecutiva que firma Trump se dice explícitamente que hay actores hostiles, tanto estatales como no estatales, que han abusado de su capacidad para provocar oscilaciones drásticas en los mercados internacionales y agrega que un suministro doméstico de energía asequible y confiable es un requisito fundamental para la seguridad nacional y económica de cualquier nación”.
La energía asequible y la seguridad energética son dos pilares que han sido dejados de lado por el gobierno. Así, “mientras Estados Unidos trabaja para blindar a sus ciudadanos de los vaivenes internacionales en los precios de los combustibles, especialmente en un mundo inestable por guerras y tensiones comerciales, en Argentina parece que se persigue lo contrario: aceptar los precios internacionales y trasladar esa carga directamente a los hogares”.
Asimismo, la ex Subsecretaria de Planeamiento Energético, destacó que las políticas de Estados Unidos podrían plantear desafíos directos para Argentina. La expansión de la producción de gas natural licuado (GNL) en Estados Unidos podría reducir el atractivo de Vaca Muerta para los inversores y presionar los precios internacionales, afectando la rentabilidad de las exportaciones argentinas de GNL, que aún requieren grandes inversiones en infraestructura.
“También vamos a tener una mayor competencia para pelear por abrir nuevos mercados”, consideró.
Sin embargo, Garibotti también identificó oportunidades estratégicas para Argentina. “Podemos posicionarnos como un proveedor confiable y neutral en medio de las tensiones geopolíticas, ofreciendo petróleo, gas y minerales críticos como el litio, y enfocarnos en el mercado de bajas emisiones”.
“Aunque Estados Unidos pueda alejarse del Acuerdo de París, si el resto de los países desarrollados mantiene sus compromisos climáticos, Argentina podría destacarse con una oferta energética sostenible y de bajas emisiones. Esto no solo permitiría atraer inversiones, sino también fortalecer nuestra competitividad en un mercado global que valora cada vez más las cadenas de suministro sostenibles”.
Garibotti señaló que debemos estar atentos a cómo este contexto geopolítico impactará en el crecimiento argentino. Recordó que Estados Unidos ha amenazado con imponer tarifas a la Unión Europea si no incrementan sus compras de petróleo y gas estadounidenses, lo que plantea interrogantes sobre cómo influirán estas políticas en los mercados en los que compite Argentina.
Argentina registró en diciembre último un superávit de la balanza comercial energética de U$S 852 millones de dólares y, así, acumuló U$S 5.668 millones en el año gracias al crecimiento de las exportaciones y una importante reducción de las importaciones, destacó la Secretaría de Energía.
Durante 2024 las exportaciones de combustibles y energía crecieron 22,3 %, alcanzando los U$S 9.677 millones. Este valor representa 12,1 % de las exportaciones totales de Argentina. Además, el país al que más se exportó energía fue Chile, por U$S 2.844 millones, 74,1 % más que en 2023.
A su vez, las importaciones de combustibles y lubricantes se redujeron 49,4 % interanual en este período, totalizando U$S 4.009 millones.
En particular, en diciembre, las exportaciones sumaron U$S 1.032 millones. Por su parte, las importaciones totalizaron los U$S 180 millones, lo que significa una caída de 42,9 % con respecto al mismo mes de 2023.
El sector energético se consolida como uno de los motores de crecimiento para el país.
YPF firmó un Memorándum de Entendimiento (MOU) con las empresas Oil and Natural Gas Corporation (OIL), Gas Authority of India Limited (GAIL) y Oil and Natural Gas Corporation Videsh Limited (OVL) de la India para la exportación de GNL con un objetivo estimado de hasta 10 millones de toneladas al año.
Además, el acuerdo contempla la cooperación en litio y otros minerales críticos y la exploración y producción de hidrocarburos, se comunicó.
Durante la firma del acuerdo en la ciudad de Nueva Delhi participaron el ministro de Petróleo y Gas Natural, Hardeep Sinh Puri; el secretario de Petróleo y Gas, Pankaj Jain; el director ejecutivo de desarrollo de negocios de OIL, Ranjan Goswami; el director ejecutivo de LNG de GAIL, Satyabarata Bairagi; el vicepresidente de desarrollo de negocios de OVL, Swati Sathe; y el presidente y CEO de YPF Horacio Marín.
“Es una enorme satisfacción poder avanzar con India en este acuerdo para abastecerlos potencialmente de gas. Estamos convencidos de que el país tiene una oportunidad de convertirse en un exportador de energía y lograr el objetivo buscado por toda la industria de generar ingresos por 30.000 millones de dólares en los próximos 10 años”, destacó el presidente de YPF.
“Quiero agradecer el compromiso y la dedicación del Embajador argentino en la India y todo su equipo, que desde el primer momento se involucraron y contribuyeron a alcanzar este objetivo” concluyó Marín.
La firma del MOU cerró exitosamente la gira que inició el presidente de YPF en el arranque de enero por Israel, Corea y Japón con la finalidad de generar interés y abrir esos mercados al gas producido en Vaca Muerta.
Detalle de las empresas
GAIL es una de las principales empresas de gas de la India, con la operación de más de 16.000 kilómetros de gasoductos. Es responsable de la gestión de los contratos de compra de GNL en el país. https://www.gailonline.com/
OIL es la empresa integrada de petróleo y gas de la India. Con participación del Estado y más de 60 años de operaciones, la compañía produce más de 3 millones de toneladas año de crudo. Se ubica como la tercera productora de petróleo de la India https://www.oil-india.com/
OVL es la segunda petrolera más grande de la India. Es una subsidiaria de la estatal Oil and Natural Gas Corporation Ltd (ONGC) con operaciones en 17 países. Su producción representa casi el 15 % del total de la India https://ongcvidesh.com/
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 hasta una terminal de procesamiento (offshore/onshore) en Río Negro, en las costas del Océano Atlántico.
A la espera de las primeras medidas, incluídas las referidas al sector energético, por parte del recien asumido presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, los precios internacionales del petróleo Brent y del WTI registraron bajas respecto al cierre del viernes 17.
Hoy el barril del crudo Brent cerró a 79,74 dólares, en tanto que el barril del WTI cotizó a 76,17 dólares.
Las bajas anotadas respecto del cierre anterior fueron de U$S 1,05 para el caso del Brent en la Bolsa europea, y de U$S 1,22 para el barril del WTI en la Bolsa de Nueva York.
Inciden en las variaciones tanto una mayor demanda de este insumo en el hemisferio norte, sobre todo por razones climáticas, como la posibilidad de un supuesto relajamiento de las restricciones aplicadas por EE.UU. (y Europa) a Rusia afectando parcialmente sus exportaciones de petróleo desde que se desató la guerra con Ucrania.
Las empresas hidrocarburíferas que incumplan las normativas vigentes recibirán multas más elevadas, definió el gobierno de la provincia del Neuquén al actualizar los valores del régimen sancionatorio establecido en la Ley 2453 de Hidrocarburos.
El aumento será del 591 por ciento respecto a los valores que estaban vigentes desde 2023, iniciando en $ 3.257.222 y pudiendo alcanzar -según el tipo y grado de incumplimiento- $ 1.085.738.225.
Ese porcentaje surge de la variación acumulada que registró el Índice de Precios al Consumidor de Bienes y Servicios para la ciudad de Neuquén, publicado por la Dirección Provincial de Estadísticas y Censos de la Provincia, desde enero de 2023 -fecha de la última actualización- hasta octubre de 2024.
La nueva escala rige desde el 18 de enero por la publicación del decreto 53/2025 en el Boletín Oficial.
Nuevos montos
Con esta nueva escala, la sanción mínima será de $ 3.257.222 y la máxima variará según el caso. El monto mayor establecido, de $ 1.085.738.225, aplicará si el incumplimiento se refiere a la seguridad en las actividades de fraccionamiento, transporte, distribución y comercialización de gas licuado de petróleo.
Para incumplimientos vinculados a la seguridad en las actividades que realizan las empresas de hidrocarburos las sanciones podrían llegar a $ 4.342.952.898. En cambio, si se trata de incumplimientos vinculados a las reglamentaciones técnicas sobre exploración, explotación y transporte podrían ser de hasta $ 217.147.637.
También se multará con hasta $ 54.286.909 a quienes no cumplan con las solicitudes de información que emitan las autoridades, se comunicó.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó, a través de la resolución 25/2025, a las Licenciatarias del Servicio Público de Transporte, de Distribución, Productores de Gas Natural, terceros interesados y al público en general, “a expresar sus opiniones y propuestas”, respecto del proyecto que elaboró referido al “PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE LAS SOBREINYECCIONES DE PRODUCTORES”.
El organismo interviene así en la operatoria del sistema de gasoductos “para evitar riesgos y daños a las instalaciones”, en lo que resulta ser una puja entre los cargadores del gas que producen.
La cuestión es que las operaciones de sobreinyección por parte de ciertos productores no se han corregido, a pesar de reclamos de otros cargadores, complicando además la tarea del transportador a cargo de las operaciones de los ductos.
En los considerandos de la R-25 ahora oficializada, se describe que “a comienzos de 2009 este Organismo advirtió la implementación de una operatoria introducida por parte de algunos productores consistente en trabajar contra la máxima presión de operación admisible (MAPO) de gasoducto, priorizándose esta acción por sobre la inyección de sus caudales programados y registrándose considerables incrementos de la presión máxima en los primeros tramos del Gasoducto Gral. San Martín en la zona Fueguina y Austral”.
“Esto generó inconvenientes a otros productores quienes informaron su desacuerdo con esta mecánica, dado que el ingreso de volúmenes de gas natural no programados provocaron inconvenientes para cumplir con su propia programación”, se indicó.
A pesar de los reclamos efectuados por los afectados, no pudieron ordenarse las inyecciones de gas natural por lo que fue requerida la intervención del ENARGAS, quien convocó a los actores involucrados que inyectaban gas natural al Gasoducto Gral. San Martín y a las Licenciatarias de Transporte.
Se les requirió que arribaran a un acuerdo para mantener la estabilidad y ordenamiento de las acciones operativas y por consiguiente no superar las máximas presiones y proteger la integridad de las instalaciones.
“No habiéndose obtenido el acuerdo, Transportadora de Gas del Sur S.A requirió la intervención del Ente y de la Secretaria de Energía de la Nación a los fines de reglamentar un modelo con el Procedimiento de Carga del Gasoducto Gral. San Martín”, señala la R-25 a modo de antecedente.
La Transportista (tgs) observó que había adoptado todas las medidas a su alcance para requerir a sus Cargadores y/u Operadores Relacionados la inyección estricta de los caudales programados y/o reprogramados para cada uno de ellos, “y a pesar de las comunicaciones diarias por ella emitidas -con expresa indicación de las consecuencias negativas derivadas de la operatoria por encima de los valores de MAPO establecidos para el Gasoducto Gral. San Martín- tales sujetos no habían dado cumplimiento con lo allí requerido”, detalla la nueva Resolución.
Ello motivó al ENARGAS a emitir la Nota ENRG GT/GAL/I N° 1182 del 06 de febrero de 2009 en la que se determinaron los mecanismos y procedimientos que debían seguir, al respecto, los actores de la industria.
En ese acto se acompañó el “Instructivo reglamentario para la inyección de gas natural al Gasoducto San Martín” emitido por el Organismo y se dio instrucciones a TGS sobre su aplicación y las medidas a implementar para que los productores inyectasen en el Gasoducto Gral. San Martín el volumen correspondiente a la programación de sus ventas.
En esa oportunidad, el ENARGAS expresó “…Si bien esto tiene su origen en inconvenientes generados dentro de los sujetos de la industria involucrados en la operatoria del Gasoducto Gral. San Martín, el mencionado instructivo, será válido y exigible para la Industria en su conjunto y de cumplimiento integral…”.
Ahora el Ente regulador refiere que “en la actualidad, se han efectuado diversas presentaciones de productores ante este Organismo por medio de las cuales se ha dado a conocer que esta problemática continúa sucediendo, hoy, pero trasladada a la cuenca neuquina”.
El Reglamento Interno de los Centros de Despacho se centra en un esquema de responsabilidades de las transportistas, las distribuidoras, otros cargadores del sistema de transporte, productores y la Autoridad para anteponer el objetivo de salvaguardar el equilibrio del sistema a cualquier consideración comercial particular.
Sus “Lineamientos Básicos” contienen pautas que tienden a una mayor seguridad, confiabilidad y velocidad de respuesta de los sistemas de transporte y distribución de gas natural, con el objetivo de preservar el abastecimiento de servicios, de acuerdo con sus prioridades y evitando las situaciones críticas de los sistemas.
Por ello, ahora el ENARGAS decidió emitir “un proyecto de procedimiento complementario a la norma antes mencionada, en tanto en la práctica se ha evidenciado que no existe una conducta coordinada y cooperativa de algunos sujetos de la industria que obstaculizan el cumplimiento de los objetivos generales del sistema”.
Y en este marco, elaboró un proyecto de Procedimiento denominado “PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE LAS SOBREINYECCIONES DE PRODUCTORES”.
Dicho Procedimiento reemplazaría en su totalidad al Instructivo Reglamentario para la inyección de gas natural al Gasoducto San Martín establecido originalmente (febrero de 2009).
El Ente “recordó” a los operadores que la Ley Marco 24.076 establece entre sus funciones la de “dictar reglamentos en materia de seguridad, normas y procedimientos técnicos, a los cuales deberán ajustarse todos los sujetos de esa Ley”.
Dado que “la sanción de normas generales debe ser precedida por la publicidad del proyecto o de sus pautas básicas y por la concesión de un plazo a los interesados para presentar observaciones por escrito”, el Enargas otorgó ahora un plazo de 30 días a los actores convocados a través del mecanismo de Consulta Pública del proyecto que ha elaborado.
Un anexo de la R-25 refiere al “PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE LAS SOBREINYECCIONES DE PRODUCTORES”, y fija como sus objetivos.
i. Evitar el exceso de inyección no autorizado por parte de los Productores teniendo en cuenta la posibilidad de que la MAPO de los sistemas de transporte se vea superada afectando su seguridad e integridad; o que, aún sin superarla, impida o pudiera impedir la inyección de otro Productor. ii. Establecer el procedimiento a implementar por la Transportista para el caso de desvíos en las inyecciones. iii. Determinar las conductas preventivas y los responsables de su implementación. iv. Establecer el régimen sancionatorio asociado al incumplimiento de este procedimiento.
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
Carbon Re. (2024). Artificial intelligence for sustainable fuels: Exploring the next frontier in clean energy. Obtenido de https://www.carbonre.com
DeepMind. (2024). Accelerating renewable energy innovation with AI technologies. Obtenido de https://www.deepmind.com
E.ON. (s.f.). Smart energy solutions for buildings using AI. E.ON Sustainable Solutions. Recuperado de https://www.eon.com
Energy Futures Lab. (2024). The role of AI in next-generation fuel production. Imperial College London. Obtenido de https://www.imperial.ac.uk/energy-futures-lab European Space Agency (ESA). (2023). Using AI to model CO2 conversion to fuel in space applications. Obtenido de https://www.esa.int
ExxonMobil. (s.f.). Data-driven AI innovations in oil production. ExxonMobil Reports. Recuperado de https://www.exxonmobil.com
ExxonMobil. (s.f.). Optimización de procesos con IA. Recuperado el 24 de noviembre de 2024, de ExxonMobil
First Solar. (n.d.). Innovations. Recuperado el 10 de diciembre de 2024, de https://www.firstsolar.com/en/Technology/Innovation General Electric. (s.f.). Optimizing turbine performance with AI-based digital twins. GE Renewable Energy. Recuperado de https://www.ge.com/renewableenergy
Iberdrola. (2019). Blockchain technology applied to the guarantee of renewable energy origin. Recuperado de https://www.iberdrola.com
Iberdrola. (2023). Gestión inteligente de redes eléctricas con IA. Recuperado el 24 de noviembre de 2024, de https://www.iberdrola.com/
IBM. (s.f.). AI for smart grids: National Grid partnership. IBM Energy Innovations. Recuperado de https://www.ibm.com.
International Renewable Energy Agency (IRENA). (2020). Artificial intelligence and big data in renewable energy: Applications and perspectives. Recuperado de https://www.irena.org/
LO3 Energy. (2020). Transactive energy platform in Brooklyn. Recuperado de https://www.lo3energy.com
LO3 Energy. (s.f.). Our Microgrid Technology. Recuperado de https://www.lo3energy.com
McKinsey & Company. (2023). An AI power play: Fueling the next wave of innovation in the energy sector. McKinsey & Company. Recuperado de https://www.mckinsey.com/industries/electric-power-and-natural-gas/our-insights/an-ai-power-play-fueling-the-next-wave-of-innovation-in-the-energy-sector
McKinsey & Company. (2023). Beyond the hype: New opportunities for Gen AI in energy and materials. McKinsey & Company. https://www.mckinsey.com/industries/metals-and-mining/our-insights/beyond-the-hype-new-opportunities-for-gen-ai-in-energy-and-materials National Renewable Energy Laboratory. (s.f.). AI research for integrating renewables into energy grids. NREL Reports. Recuperado de https://www.nrel.gov
Nobel Prize. (s.f.). The Nobel Prize in Physics. Premio Nobel. Recuperado el 10 de diciembre de 2024, de https://www.nobelprize.org/prizes/physics/
Oxford PV. (n.d.). Technology. Recuperado el 10 de diciembre de 2024, de https://www.oxfordpv.com/technology
Power Ledger. (2023). How blockchain is decentralizing the energy market. Recuperado de https://www.powerledger.io
Power Ledger. (n.d.). How Power Ledger Works. Recuperado de https://www.powerledger.io
Shell. (s.f.). Artificial intelligence for smarter oil exploration and predictive maintenance. Shell AI Insights. Recuperado de https://www.shell.com
Siemens Energy. (s.f.). Digitalización y gemelos digitales en energía. Recuperado el 24 de noviembre de 2024, https://www.siemens-energy.com/global/en/home/stories/unleashing-ai-in-power-plants.html
Siemens. (2021). Intelligent Microgrids and Energy Management Systems. Recuperado de https://new.siemens.com
Siemens. (s.f.). Digitalizing the energy sector with smart grids. Siemens Energy. Recuperado de https://www.siemens-energy.com
Tesla. (s.f.). Maximizing renewables with AI-powered energy systems. Tesla Energy Solutions. Recuperado de https://www.tesla.com
Tesla. (s.f.). Uso de IA en baterías y sistemas solares. Recuperado el 24 de noviembre de 2024, de https://www.tesla.com/
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.
︎
Aerogeneradores Nordex Delta 4000.
